А. И. ГОЛЬЯНОВ
ГАЗОВЫЕ СЕТИ
И ГАЗОХРАНИЛИЩА
Рекомендовано Министерством образования Республики Башкортостан
в качестве учебника для студентов вузов
и слушателей институтов повышения квалификации,
обучающихся по специальности 090700
"Проектирование, сооружение и эксплуатация
газонефтепроводов и газонефтехранилищ"
АА! М’
Низ к" У^/fer
Уфа • Монография • 2004
УДК 622.691.4
ББК 39.76
Г 60
Рецензенты:
заведующий кафедрой "Сооружение га.зонефтсйроводов, газохранилищ
и нефтебаз" Уфимского государственного нефтяного технического
университета д-р техн, наук, академик АЙ РБ А. Г. Гумеров,
главный инженер ОАО Таз-сервис" (г. Уфа)
канд. техн, наук Р. А. ^&сылъдин
Гольянов А. И.
Г 60 Газовые сети и газохранилища: Учебник для вузов.— Уфа:
ООО «Издательство н^щкнтехничсской литературы "Моногра-
фия"», 2004.— 303 с.: ил.*
ISBN 5-94920-022-5
Описаны методы проектирования и способы эксплуатации сис-
тем газоснабжения и гаЛраспределепия, газорегуляторных пунктов
и станций, подземных газохранилищ природного газа, систем транс-
порта, хранения, распределения и использования сжиженных углево-
дородных газов,-
Для студентов вузов и слушателей институтов повышения ква-
лификации, йбжжнЬщихся по специальности 090700 "Проектирова-
ние, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехра-
нилищ".
УДК 622.691.4
ББК 39.76
ISBN 5Ж920-022-5
© А И. Гольянов, 2004.
© ООО «Издательство научно-технической
литературы "Монография"», 2004
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение.......................................................
Глава 1. Основные сведения о газораспределительных сетях.
Свойства газов.............................................. И
1.1.	Основные сведения о газораспределительных сетях и храни-
лищах газа.............................................. 11
1.2.	Горючие газы, используемые для газоснабжения....... 18
1.3.	Основные физические свойства газа.................. 20
Глава 2. Гидравлический расчет газораспределительных сетей..... 30
2.1.	Потребители газа. Режим потребления газа........... 30
2.2.	Расчетные расходы газа............................. 33
2.2.1.	Годовые расходы газа......................... 33
2.2.2.	Расчетные часовые расходы газа............... 39
2.3.	Гидравлический расчет простых газопроводов......... 42
2.3.1.	Газопроводы высокого и среднего давления..... 42
2.3.2.	Газопроводы низкого давления................. 44
2.4.	Гидравлический расчет газопроводов низкого давления.... 46
2.4.1.	Расчетные схемы газораспределительных сетей...... 46
2.4.2.	Вывод расчетной формулы для случая равномерно
распределенного отбора газа по длине горизонтального
газопровода......................................... 49
2.4.3.	Гидравлический расчет распределительных газопрово-
дов при сосредоточенных отборах..................... 50
2.4.4.	Определение области применения различных расчетных
схем распределительных газопроводов................. 52
2.4.5.	Определение расчетных расходов газа по участкам сети.. 53
2.4.6.	Приведение путевых расходов к узловым........ 54
2.4.7.	Расчетные перепады давления.................. 55
2.5.	Гидравлический расчет наклонных газопроводов....... 56
2.6.	Методы расчета тупиковой газораспределительной сети.... 56
2.6.1.	Традиционный (старый) метод расчета тупиковой сети.. 57
2.6.2.	Некоторые неопределенности при расчете тупиковой
сети по традиционному методу........................ 60
2.6.3.	Метод оптимальных диаметров.................. 61
2.6.3.1.	Последовательное соединение участков сети. 64
2.6.3.2.	Простое разветвление участков сети.... 67
2.6.4.	Комбинированный метод расчета тупиковой газораспре-
делительной сети.................................... 70
2.6.5.	Сравнительный анализ методик распределения расчет-
ного перепада давления.............................. 70
2.7.	Метод "предельной выгоды".......................... 72
2,8.	Гидравлический расчет кольцевых газораспределительных сетей. 75
2.8.1.	Методика расчета кольцевых сетей.............. 75
2.8.2.	Методика гидравлической увязки кольцевой сети... 76
Глава 3. Регуляторы давления................................ 83
3.1.	Регулирование давления газа. Классификация регуляторов
давления................................................ 83
3.2.	Конструктивные особенности ре1уляторов давления газа. 89
3.3.	Расчет пропускной способности регуляторов давления... 102
Глава4. Газорегуляторные станции............................ ИЗ
4.1.	Размещение газорегуляторных пунктов и установок.... ИЗ
4.2.	Устройство газоретуляторных пунктов............... 116
4.3.	Газораспределительные станции..................... 120
4.3.1.	Классификация и структура ГРС................ 120
4.3.2.	Защита потребителей от повышенного и пониженного
давления в сетях................................... 123
4.3.3.	Подогрев газа на ГРС......................... 126
Глава 5. Гидравлический режим газовых сетей................ 128
5.1.	Режим работы газовых приборов......................128
5.2.	Гидравлический режим газовой сети низкого давления... 130
5.3.	Сезонное регулирование давления газа на выходе ГРП...132
Глава 6. Наружные газопроводы. Трубы и основная арматура для
газовых сетей...............................................136
6.1.	Наружные газопроводы газораспределительных сетей..... 136
6.1.1.	Трассировка газопроводов......................136
6.1.2.	Пересечения газопроводов с различными препятствиями 139
6.2.	Трубы и их соединения..............................142
6.3.	Газовая арматура и оборудование................... 146
6.4.	Приемка и ввод газопроводов в эксплуатацию........ 158
Глава 7. Внутренние устройства газоснабжения............... 161
7.1.	Устройство внутренних газопроводов................ 161
7.2.	Бытовые газовые приборы........................... 163
7.2.1.	Бытовые газовые плиты........................ 164
7.2.2.	Газовые плиты предприятий общественного питания.... 166
7.2.3.	Аппараты горячего водоснабжения.............. 167
7.2.4.	Аппараты емкостные газовые бытовые типа АГВ..... 168
7.2.5.	Аппараты отопительные газовые с водяным контуром
бытовые типа АОГВ................................... 169
7.2.6.	Комбинированные аппараты типа АКГВ........... 170
7.2.7.	Печные газовые горелки........................171
4
Глава 8. Хранилища природного газа и газозаправочные станции..173
81	Методы компенсации сезонных, суточных и часовых колеба-
ний потребления газа..................................173
8.2.	Аккумулирующая способность магистрального газопровода... 174
8.3.	Подземные хранилища газа.........................176
8.4.	Газонаполнительные станции сжатого природного газа..183
Глава 9. Общие сведения о сжиженных углеводородных газах......190
9.1.	Основные понятия о СУГ...........................190
9.2.	Источники получения СУГ..........................191
9.3.	Состав сжиженных углеводородных газов............192
9.4.	Свойства СУГ. Смеси газов........................192
9.5.	Диаграмма состояния индивидуальных углеводородов....197
Гия ня 10. Транспорт сжиженных углеводородных газов........201
10.1.	Перевозка СУ Г в железнодорожных цистернах..........202
10.2.	Перевозка сжиженных газов в автомобильных цистернах.210
10.3.	Перевозка сжиженного газа автотранспортом в баллонах
и "скользящих" резервуарах.............................211
10.4.	Перевозка сжиженных углеводородных газов по морю....214
10.5.	Перевозка сжиженных углеводородных газов речным транс-
портом.................................................227
10.6.	Транспортировка сжиженных углеводородных газов по трубо-
проводам ..............................................230
Глава 11. Хранение сжиженных углеводородных газов..........233
11.1.	Определение объемов хранилищ сжиженных углеводородных
газов..................................................233
11.2.	Хранение сжиженных углеводородных газов под давлением
в металлических резервуарах............................237
11.3.	Шахтные хранилища сжиженных углеводородных газов....245
11.4.	Подземные хранилища сжиженных углеводородных газов
в отложениях каменной соли.............................247
11.5.	Изотермическое хранение сжиженных углеводородных газов
в стальных и железобетонных резервуарах................251
11.6.	Подземные ледопородные хранилища сжиженных углеводо-
родных газов...........................................260
Глава 12. Кустовые базы и газонаполнительные станции.......264
12.1.	Устройство кустовой базы (газонаполнительной станции)
сжиженного углеводородного газа........................264
12.1.1.	Назначение и организационная структура кустовой
базы (газонаполнительной станции).............264
5
12.1.2.	Принцип работы кустовой базы (газонаполнительной
станции)............................................268
12.2.	Анализ методов перемещения сжиженных углеводородных
газов...................................................271
12.3.	Заправка автомобилей сжиженными углеводородными газами 278
Глава 13. Резервуарные и баллонные установки газоснабжения..281
13.1.	Регазификациясжиженныхуглеводородныхгазов.........281
13.2.	Конструктивные особенности испарителей сжиженных угле-
водородных газов........................................285
13.3.	Резервуарные и баллонные установки с естественным и искус-
ственным испарением.....................................292
13.4.	Использование газовоздунгных смесей для газоснабжения.... 296
Список литературы...........................................301
6
ВВЕДЕНИЕ
В нашей стране создан высокоэффективный топливно-энер-
гетический комплекс. Российская Федерация — единственная
крупная промышленно развитая страна, которая полностью обе-
спечивает себя топливом и энергией за счет собственных природ-
ных ресурсов и одновременно осуществляет экспорт топлива
и электроэнергии.
В настоящее время во многих звеньях общественного произ-
водства в качестве энергоносителя широко применяется природ-
ный газ, который стал значительным фактором технического про-
гресса — увеличения выпуска промышленной и сельскохозяй-
ственной продукции, роста производительности общественного
труда и снижения удельных расходов топлива. В 1991 г. с исполь-
зованием природного газа производилось 95 % стали и чугуна,
более 60 % цемента, более 95 % минеральных удобрений.
Создана мощная сырьевая база газодобывающей промышлен-
ности. Основным центром добычи газа стала Западная Сибирь,
высокие рубежи добычи газа в определяющей степени обеспечи-
ваются промыслами Тюменской области. Будет продолжено стро-
ительство газопроводов, увеличится их пропускная способность,
широкое применение получат автоматизированные газоперекачи-
вающие агрегаты. Значительно расширится область применения
природного газа в промышленности, сельском хозяйстве и в быту.
Первые сведения о горючих газах встречаются в памятниках
древности и в сохранившихся рукописях древнейших историков.
Древнегреческий историк Геродот писал о "вечных огнях" на горе
Химера, расположенной в Малой Азии. Источники горючих газов
были известны в Азербайджане, Иране, Индии, Ираке. Обилие го-
рящих факелов привело к возникновению в этих странах огнепок-
лонства. Слово "Азербайджан" в переводе с арабского означает
страна огней". До сих пор сохранились памятники древности —
храм огнепоклонников в Сураханах на Апшеронском полуостро-
ве, а также храм огня в провинции Пенджаб в Индии.
В России газ первоначально использовался для освещения го-
родов, его получали из каменного угля на газовых заводах. Пер-
7
вый газовый завод был построен в Петербурге в 1835 г., каменный
уголь для него привозили из-за границы. В Москве газовый завод
был построен в 1865 г. Газ, получаемый на газовых заводах, назы-
вали "светильным".
В начале XX в., после того как для освещения стали использо-
вать керосин, газ начали применять для отопления и приготовле-
ния пищи. В 1913 г. производство искусственного газа в России
составило 17 млн. м3, по существу не было газовой промышленно-
сти. 1915 г. — в Москве было газифицировано 3000 квартир,
в С.-Петербурге — 10000 квартир.
В довоенный период началась громадная работа по реконст-
рукции и развитию газовой промышленности, широко разверну-
лось производство искусственных газов: коксового, доменного,
генераторного. Искусственные газы получали из каменного
и бурого угля, горючих сланцев, торфа и древесины. Они сыгра-
ли решающую роль в индустриализации страны и в первую
очередь в развитии металлургической, металлообрабатывающей
и других важнейших отраслей промышленности. Были восста-
новлены и вошли в строй газовые заводы, работавшие на угле
и сланцах, для выработки бытового газа. Увеличилась добыча
нефтяного (попутного) газа. В 1925 г. добыча газа составила
127 млн. м3. В 1923 г. в Баку был построен первый газобен-
зиновый завод. В 1940 г. добыча природного газа составляла более
400 млн. м3.
Первый газопровод был построен в 1940-1941 гг. от Дашав-
ских промыслов до Львова. В годы Великой Отечественной вой-
ны было положено начало развитию дальнего транспорта газа.
В 1941-1942 гг. от газовых месторождений в районе Бугуруслана
и Похвистнево был построен газопровод до Куйбышева протя-
женностью 160 км, в 1946 г.— первый дальний газопровод Сара-
тов-Москва протяженностью 840 км и диаметром 325 мм,
по которому подавали в Москву 0,5 млрд, м3 природного газа еже-
годно.
Газовая промышленность является одной из наиболее дина-
мичных, бурно развивающихся отраслей народного хозяйства.
Так, добыча газа в 1976 г. составила 289, в 1980 — 435, в 1985 —
643, в 1990 г. — 854 млрд. м3.
8
При этом удельный вес газа в суммарном производстве
топливно-энергетических ресурсов оставался примерно одинако-
вЫМ _ На уровне 38 %, а к началу нового тысячелетия увеличился
до 45-50 %.
Одной из ведущих подотраслей газовой промышленности яв-
ляется газопроводный транспорт. Увеличение протяженности ма-
гистральных газопроводов, их разветвленность, обусловливаю-
щая охват газопотреблением большой территории России, значи-
тельное число взаимосвязанных объектов, включенных в газо-
транспортную систему, позволяет говорить о том, что в России
успешно функционирует Единая Система Газоснабжения (ЕСГ).
Построено значительное количество крупных магистральных
газопроводов. Впервые в мировой практике в нашей стране нача-
лось строительство газопроводов из труб больших диаметров:
1000, 1200 и 1400 мм. Были построены Центральная система ма-
гистральных газопроводов, Восточно-Украинская, Западная, По-
волжская, Кавказская, Среднеазиатская, Уральская система маги-
стральных газопроводов, Северные районы Тюменской области-
Урал-Поволжье-Центр, международная система Оренбург-
Западная граница СССР. В Оренбургской области создан круп-
ный район добычи и переработки природного газа. Начинается
строительство газотранспортной магистрали с полуострова Ямал.
В настоящее время сетевой и сжиженный газ в Российской
Федерации получают около 1100 городов, 1800 рабочих поселков
и около 100000 сельских населенных пунктов.
Общая протяженность действующих на территории России
газопроводов — отводов высокого давления увеличилась против
1975 г. в целом в 1,9 раза, а на селе — в 3,1 раза.
Коммунально-бытовые предприятия рассматриваются в на-
шей стране как первоочередные объекты газификации.
Проделаны значительные работы по серийному выпуску вы-
сококачественных плит, автоматизированных водонагревателей,
отопительных аппаратов, специальной аппаратуры для эффектив-
ного использования газа в сельском хозяйстве, оборудования для
механизации и автоматизации технологических процессов на га-
зораздаточных станциях. В последние годы проводится телемеха-
низация городских газовых хозяйств.
9
В настоящее время газ стал основным видом топлива в быту,
коммунальном хозяйстве и промышленности. К 1990 г. в России
было газифицировано около 30 млн. квартир, или 85 % жилого
фонда.
В большом количестве природный газ используется в тепло-
энергетике, на долю которой приходится 55 % потребляемого
в стране природного газа, в том числе на электростанциях — 26, в ото-
пительных котельных — 15 и в промышленных котельных — 14 %.
10
ГЛАВА 1
ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ
О ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ.
СВОЙСТВА ГАЗОВ
1.1.	ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ
О ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ
И ХРАНИЛИЩАХ ГАЗА
Система газоснабжения городов и населенных пунктов состо-
ит из источников газоснабжения, газораспределительной сети
и внутреннего оборудования.
Источники — магистральные газопроводы и отводы от них,
станции подземного хранения газа (СПХГ) и газораздаточные
станции сжиженных газов.
Газовая распределительная сеть представляет собой систему
газопроводов и оборудования, служащих для транспорта и рас-
пределения внутри города (населенного пункта, промышленного
объекта).
Внутреннее газовое оборудование жилых домов, комму-
нальных и промышленных предприятий включает внутридомо-
вые и промышленные газопроводы, а также газовые приборы
и установки для сжигания газа.
Современные распределительные системы газоснабжения
представляют собой (в зависимости от объекта) сложный
комплекс сооружений, состоящих из следующих основных
элементов:
1)	газовых сетей высокого, среднего и низкого давления;
2)	газораспределительных станций (ГРС);
3)	газорегуляторных пунктов (ГРП) и установок (ГРУ).
И
Газопроводы систем газоснабжения классифицируют следу-
ющим образом:
По виду транспортируемого газа: природного газа, попутного
нефтяного газа, СУГ (С3 и С4), искусственного газа, сжиженного газа.
По давлению газа: высокого, среднего и низкого давления.
По местоположению относительно отметки земли: подзем-
ные (подводные), надземные (надводные).
По расположению в системе планирования городов и насе-
ленных пунктов: наружные (уличные, внутриквартальные, дворо-
вые, межцеховые, межпоселковые); внутренние (внутрицеховые).
По назначению: в системе газоснабжения: городские магист-
ральные; распределительные; вводы; вводные газопроводы;
импульсные; продувочные.
По принципу построения (распределительные газопроводы):
кольцевые; тупиковые; смешанные.
По материалу труб: металлические (стальные, медные); неме-
таллические (пластмассовые, асбестоцементные и др.).
В соответствии с п. 4.3. СНиП 42.01-2002 газопроводы сис-
тем газоснабжения в зависимости от давления транспортируемо-
го газа подразделяют на:
газопроводы высокого давления I категории — при рабочем
давлении газа свыше 0,6 МПа (6 кг/см2) до 1,2 МПа (12 кг/см2)
включительно для природного газа и газовоздушных смесей и до
1,6 МПа (16 кг/см2) для сжиженных углеводородных газов (СУГ);
газопроводы высокого давления II категории — при рабочем
давлении газа свыше 0,3 МПа (3 кг/см2) до 0,6 МПа (6 кг/см2);
газопроводы среднего давления — при рабочем давлении газа
свыше 0,005 МПа (500 мм вод. ст.) до 0,3 МПа (3 кг/см2);
газопроводы низкого давления при рабочем давлении до
0,005 МПа (0,05 кг/см2) включительно.
Пункт 3 СНиП 42.01-2002 устанавливает следующие терми-
ны и определения.
Газораспределительная система — имущественный произ-
водственный комплекс, состоящий из технологически, организа-
ционно и экономически взаимосвязанных объектов, предназна-
ченных для транспортировки и подачи газа непосредственно его
потребителям.
12
Газораспределительная сеть — система наружных газопро-
водов от источника до ввода газа потребителям, а также сооруже-
ния и технические устройства на них.
Источник газораспределения — элемент системы газоснаб-
жения (например, газораспределительная станция — ГРС), слу-
жащий для подачи газа в газораспределительную сеть.
Наружный газопровод — подземный, наземный и (или) над-
земный газопровод, проложенный вне зданий до наружной конст-
рукции здания.
Внутренний газопровод — газопровод, проложенный от на-
ружной конструкции здания до места подключения расположен-
ного внутри зданий газоиспользующего оборудования.
Газоиспользующее оборудование — оборудование, исполь-
зующее газ в качестве топлива.
Газовое оборудование — технические изделия полной завод-
ской готовности (компенсаторы, конденсатосборники, арматура
трубопроводная запорная и т. д.), используемые в качестве состав-
ных элементов газопроводов.
Охранная зона газопровода — территория с особыми усло-
виями использования, устанавливаемая вдоль трасс газопроводов
и вокруг других объектов газораспределительной сети в целях
обеспечения нормальных условий ее эксплуатации и исключения
возможности ее повреждения.
В соответствии с п. 4.4. СНиП 42.01-2002 давление газа в га-
зопроводах, прокладываемых внутри зданий, следует принимать
не более значений, приведенных в табл. 1.1.
Для тепловых установок промышленных предприятий и от-
дельно стоящих котельных допускается использование газа с дав-
лением до 1,2 МПа, если такое давление требуется по условиям
технологии производства.
Допускается использование газа с давлением до 0,6 МПа в котель-
ных, расположенных в пристройках к производственным зданиям.
Давление газа перед бытовыми газовыми приборами следует
принимать в соответствии с паспортными данными приборов, но
не более указанного табл. 1.1.
Газопроводы низкого давления служат для подачи газа в жилые,
общественные здания и на предприятия бытового обслуживания.
13
Таблица 1.1
Давление газа в газопроводах, прокладываемых внутри зданий
Потребители газа	Давление газа, МПа
Производственные здания, в которых величина давления газа обусловлена требованиями производства	1,2
Производственные здания прочие	0,6
Бытовые здания промышленных предприятий отдельно стоящие, пристроенные к производственным зданиям и встроенные в эти здания	0,3
Административные здания Котельные:	0,005
отдельно стоящие на территории производственных предприятий	1,2
то же, на территории поселений	0,6
пристроенные, встроенные и крышные производственных зданий	0,6
пристроенные, встроенные и крышные общественных, административных и бытовых зданий	0,3
пристроенные, встроенные и крышные жилых зданий	0,005
Общественные здания (кроме зданий, в которых установка газового оборудования требованиями СНиП 2.08.02 не допускается) и складские	0,005
Жилые здания	0,003
Газопроводы среднего и высокого (I категории) давления слу-
жат для питания городских распределительных сетей низкого
и среднего давления через ГРП, а также для подачи газа в газопро-
воды промышленных и коммунальных предприятий.
Городские газопроводы высокого (II категории) давления яв-
ляются основными для газоснабжения крупных городов. По ним
газ подают через ГРП в сети среднего и высокого давления, а так-
же промышленным предприятиям, нуждающимся в газе высокого
давления.
Связь между газопроводами различного давления осуществ-
ляется через ГРС и ГРП.
Современная схема городской системы газоснабжения имеет
ярко выраженную иерархичность в построении, связанную с клас-
14
слфикацией газопроводов по давлению. Верхний уровень состав-
ляют газопроводы высокого давления. Они составляют главный
стержень городской газовой сети. Сеть высокого давления должна
быть резервированная, т. е. закольцованная. Сеть высокого давле-
ния гидравлически соединяется с остальной частью системы че-
рез регуляторы давления, оснащенные предохранительными уст-
ройствами, предотвращающими повышение давления после регу-
ляторов.
Газопроводы крупных населенных пунктов (в том числе и го-
родские) можно разделить на три группы;
1)	распределительные — для подачи газа к промышленным
потребителям, коммунальным предприятиям и в районы жилых
домов. Эти газопроводы могут быть высокого, среднего и низкого
давления, кольцевые и тупиковые;
2)	абонентские ответвления, подающие газ от распредели-
тельных сетей к отдельным потребителям;
3)	внутридомовые газопроводы.
Для поселков и небольших городов рекомендуется односту-
пенчатая система газоснабжения.
Для средних городов принимают двухступенчатую систему
газоснабжения. Газ от ГРС по сети среднего или высокого давле-
ния подают к крупным потребителям и к газорегуляторным пунк-
там, а от последних — в распределительную сеть города.
Для крупных городов рекомендуется трехступенчатая систе-
ма газоснабжения. Для крупных и средних городов газовые сети
необходимо проектировать кольцевыми, а для мелких городов
и поселков, как высокая ступень давления, так и низкая, может
быть запроектирована тупиковой. Окончательный вариант при-
меняется после технико-экономического обоснования.
Для крупных городов и центров промышленных районов це-
лесообразно применять дополнительное кольцо с давлением до
2,5 МПа, с помощью которого газ из магистрального газопровода
распределяют вокруг города и подают в городские сети высокого
давления и в магистрали к промышленным районам, городам-
спутникам и в подземные хранилища газа.
Принципиальная схема распределительной системы газо-
снабжения крупного города приведена на рис. 1.1.
15
Рис. 1.1. Многоступенчатая система газоснабжения крупного города:
СВД — сеть высокого давления; ССД — сеть среднего давления; СНД — сеть низкого давления; ПП — промыш-
ленное предприятие; МГ — магистральный газопровод
также ста-
6н. Местополо-
тобы обеспечить
ентрам нагрузок
йШрасполагают в центре
кие ГРП имеют про-
с действия — 400-800 м.
илых домов, коммуналь-
включает внутридомовые
>|Ьды, а также газовые прибо-
Из магистральных газопроводов газ через ГРС поступает в го-
родские распределительные сети разного давления. Крупные го-
рода имеют несколько независимых точек питания и несколько
ГРС, что повышает надежность системы газоснабжения и гиб-
кость ее в эксплуатации. Газопроводы высокого давления необхо-
димо прокладывать по окраинам города. ГРС размещают в местах
подвода магистральных газопроводов за территорией города,
не подлежащей застройке.
ГРП, питающие сеть высокого и среднего
раются размещать вокруг города с разных era
жение этих ГРП необходимо выбирать та
после них подачу газа по кратчайшему п
каждого района города.
ГРП, питающие сеть низкого давл
нагрузок (кварталов и микрорайоне
пускную способность 1000-3000 м3
Внутреннее газовое оборудов
ных и промышленных предпрц
и внутрипроизводственные газ
ры и установки для сжигания
Природный газ подают^
дам, которые целесообразн
проектной пропускной способности. Фактическое потребление
газа характеризуется р
недели и различных
с изменением погоды/
а по магистральным газопрово-
луатировать при максимальной
неравномерностью в течение суток,
«^йов года. Неравномерность связана
мифическими особенностями некото-
жизни населения и др.
рЖрность потребления газа требует аккуму-
личеств газа в летний период и отпуск его
дный зимний период года. Единственным
ом создания таких запасов газа является его
ных хранилищах, которые могут быть созданы
яных и газовых месторождениях, а также в во-
Сезонная нер
лирования боль
приемлемым
хранение в р
в истощен
дяных пл
Для
водах ^/учрораспределительнои сети применяют газгольдеры
низ к
Зрения относительно небольших количеств газа на за-
ысов
АЛЬМЕТоЕ
О^УДАРСт{
НЕФТЯНОЙ институт
хеш газгольдеры служат
17
f
для покрытия часовой неравномерности потребления газа в тече-
ние суток.
Для приема, хранения и поставки потребителям сжиженных
углеводородных газов строят раздаточные станции и кустовые ба-
зы. Для хранения больших объемов сжиженных газов сооружают
подземные хранилища в искусственных или естественных выра-
ботках в плотных непроницаемых породах.
1.2.	ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ,
ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ДЛЯ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
Для газоснабжения используются природные и искусствен-
ные газы.
По ГОСТ 5542-87 содержание вредных примесей в граммах
на 100 м3 газа не должно превышать: сероводорода — 2, аммиака — 2,
цианистых соединений в пересчете на синильную кислоту (HCN) —
5, смолы и пыли — 0,1, нафталина — 10 (летом) и 5 (зимой).
Содержание влаги не должно превышать количеств, насыща-
ющих газ при температуре 20 °C (зимой) и 35 °C (летом). Если газ
транспортируют на большие расстояния, то его осушают.
Природные газы представляют собой смесь углеводородов
метанового ряда.
Природные газы можно подразделить на три группы.
1)	газы чисто газовых месторождений. Состоят в основном из
метана, являются сухими или тощими (не более 50 г/м3 пропана
и выше). Характеристики природных газов некоторых северных
месторождений приведены в табл. 1.2.
2)	попутные газы нефтяных месторождений. Это смесь сухого
газа, пропан-бутановой фракции и газового бензина — жирные
газы, содержащие большое количество тяжелых углеводородов
(обычно более 150 г/м3).
3)	газы конденсатных месторождений. Это смесь сухого газа
и конденсата. Пары конденсата представляют собой смесь паров
тяжелых углеводородов, содержащих С5 и выше (бензин, лигроин,
керосин).
Сухие газы легче воздуха, а жирные — обычно тяжелее.
18
Характеристики природных газов некоторых северных месторождений России
Таблица 1.2
Месторождение	Состав газа (по объему), %								Плотность (при 0 °C и 0,1013 МПа), кг/м3	Низшая теплота сгорания, кДж/ (кг-К)
	Метан СН4	Этан с2н6	Пропан с3н8	Бутан С4н1о	Пентан с5н12	Диоксид углерода со2	A30tN2	Серово- дород H3S		
Уренгойское	98,8	0,70	—	—	0,010	0,290	0,980	Отс.	0,729	35509
Ямбургское	98,6	0,60	—	—	0,010	0,190	1,120	Тоже	0,714	35430
Медвежье	99,2	0,120	—	—	0,010	0,010	0,600		0,722	35685
Бованенковское	99,0	0,028	0,007	0,003	—	0,063	0,855	Следы	0,723	35534
Заполярное	98,4	0,070	0,010	—	0,010	0,200	1,500	Отс.	0,728	35375
Тазовское	98,6	0,100	0,030	0,020	0,010	0,200	1,000	Тоже	0,727	35509
Губкинское	98,7	0,130	0,010	0,005	0,010	0,150	1,300	»	0,730	35521
Комсомольское	97,2	0,120	0,010	—	0,010	0,100	2,560		0,735	35004
Вынгапуровское	95,1	0,320	—	—	—	0,190	4,300		0,745	31328
Юбилейное	98,4	0,070	0,010	—	—	0,100	1,100	»	0,729	35360
Мессояхское	97,6	0,100	0,030	0,010	0,010	0,060	1,600	»•	0,724	35138
Березовское	94,1	1,200	0,300	0,100	0,060	0,500	3,000		0,755	35277
Вуктыльское	81,8	8,800	2,600	0,940	0,300	0,300	5,100	»	0,859	38828
со
Теплотворная способность газов чисто газовых месторожде-
ний — 31000-38000 кДж/м3, а попутных газов нефтяных место-
рождений — 38000-63000 кДж/м3.
Искусственные газы. При термической обработке твердых
топлив в зависимости от способа переработки получают газы су-
хой перегонки и генераторные газы.
Сухая перегонка — процесс разложения твердого топлива без
доступа воздуха. Получают газ, смолу и коксовый остаток (темпе-
ратура процесса 900-1100 °C).
Примерный состав коксового газа, %: Н2 — 5; СН4 — 24;
CnHm - 2; СО - 8; СО2 - 2,4; О2 - 0,6; N2 - 4.
Теплотворная способность — 16000-18000 кДж/м3, плот-
ность — 0,45-0,5 кг/м3.
Газификация — процесс термохимической переработки топ-
лива. В результате реакции углерода топлива с кислородом и во-
дяным паром образуются горючие газы: оксид углерода и водород.
Одновременно с процессом газификации протекает частичная
сухая перегонка топлива.
Продуктами газификации топлива являются горючий газ,
зола и шлаки (в газогенераторах). При подаче в газогенератор па-
ровоздушной смеси получают генераторный газ, называемый сме-
шанным, примерный состав которого в %: Н2 — 14,0; СН4 — 1,0;
СО - 28,0; СО2 - 6,0; О2 - 0,2; H2S - 0,2; N2 - 50,6.
Теплотворная способность генераторного газа — 5500 кДж/м3,
плотность — 1,15 кг/м3.
1.3.	ОСНОВНЫЕ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА
При расчете некоторых свойств газов, а также производитель-
ности и пропускной способности газопроводов различают следу-
ющие условия состояния газа:
—	нормальные условия: температура — 0 °C, давление —
0,101325 МПа (760 мм рт. ст.);
—	стандартные условия 20 °C: температура — 20 °C, давле-
ние — 0,101325 МПа (760 мм рт. ст.);
—	стандартные условия 15 °C: температура — 15 °C, давле-
20
о __ о 101325 МПа (760 мм рт. ст.).
НИе и’
Например, плотность воздуха при различных условиях равна:
р = 1,293 кг/м3 (0 °C, 760 мм рт. ст.);
р 0 = 1,206 кг/м3 (20 °C, 760 мм рт. ст.);
Рв15 = 1>225 кг/м3 (15 °C, 760 мм рт. ст.).
В расчетах достаточно часто пользуются понятием относи-
тельной плотности, т. е. отношением плотности газа к плотности
воздуха при одних и тех же условиях
А = р/рв.
(1.1)
Плотность газа при нормальных условиях может быть опре-
делена по его молярной массе М
р = М/22,41,
(1-2)
где М—молярная масса, кг/кмоль;
22,41 — объем, который занимает 1 кмоль газа при нормальных
условиях, м3/кмоль.
Приведение плотности, объема и расхода газа к стандартным
условиям выполняется по следующим зависимостям:
=	(1.4)
П-5)
где р и рсг — абсолютные давления;
Тк Т„ — абсолютные температуры газа;
Zи 2d — коэффициенты сжимаемости газа соответственно
при двух состояниях.
21
Плотность смеси газов подчиняется закону аддитивности
Рем = Ера-
г=1
(1.6)
где а, — молярная (мольная = объемная) концентрация;
рг — плотность г-го компонента (табл. 1.3).
Газовая постоянная зависит от состава газовой смеси и опре-
деляется (в н • м/(кг • К)) по формуле
R = R/M,
(1.7)
где R — универсальная газовая постоянная,
R = 8314,3 н • м/(кмоль • К) = 8,3143 кДж/(кмоль • К)
Средние псевдокритические температура и давление смеси
также подчиняются закону аддитивности:
И '
^пк ~ Е^крг А-	(1-8)
1=1
п
Рин ~ Е Ркр I ' ’
1=1
(1.9)
где Т^ир^ — абсолютные критические температура и давле-
ние компонентов смеси.
Критическим давлением называется такое давление, при ко-
тором и выше которого повышением температуры нельзя испа-
рить жидкость.
Критическая температура — это такая температура, при кото-
рой и выше которой при повышении давления нельзя сконденси-
ровать пар.
В соответствии с нормами технологического проектирования
[28] псевдокритические параметры природного газа могут быть
определены по известной плотности рст газовой смеси
22
Таблица 1.3
физические свойства компонентов,			входящих в состав природных газов			
Параметр	Метан	Этан	Пропан	и-Бутан	Изобутан	н-Пентан
	СН4	ад	ад	с4н10	с4н10	с5н12
Молярная масса, кг/кмоль Плотность, кг/м3:	16,04	30,07	44,09	58,12	58,12	72,15
при 0 °C и 0,1013 МПа	0,717	1,356	2,010	2,307	2,673	3,457
при 20 °C и 0,1013 МПа	0,669	1,264	1,872	2,519	2,491	3,228
Вязкость:						
динамическая р. Ю'7,Па-с: при 0 °C и 0,1013 МПа при 20 °C	1,020	0,880	0,770	0,690	—	—
и 0,1013 МПа	1,102	0,940	0,820	0,760	—	—
кинематическая v 106,м2/с: при 0 °C и 0,1013 МПа	14,24	6,35	3,70	2,45	2,86	• 2,18
при 20 °C и 0,1013 МПа	16,18	7,28	4,26	2,95	—	—
Критические пара- метры газа:						
температура, К	190,68	305,75	370,00	425,17	408,05	460,90
давление, МПа	4,52	4,88	4,34	3,75	3,62	3,29
Газовая постоянная, Дж/(кг • К) Теплота сгорания, кДж/м3 (при 0 °C и 0,1013 МПа):	518,57	276,64	188,68	143,08	143,08	115,23
высшая	39830	70370	100920	133890	131800	158360
низшая Теплоемкость ср, ^Дж/(кг-К),при0°С	35880	64430	92930	123680	121750	146230
	2,167	1,650	1,430	1,590	1,590	1,600
23
Продолжение табл. 1.з
Параметр	Азот n2	Водород н2	Оксид углеро- да СО	Диоксщ углерод: СО2	Воздух (без СО2)	Серово- дород H2S
Молярная масса, кг/кмоль Плотность, кг/м3:	28,02	2,016	44,01	64,07	28,96	34,02
при 0 °C и 0,1013 МПа	1,2505	0,0899	1,2500	1,9768	1,2928	1,5392
при 20 °C и 0,1013 МПа Вязкость:	1,1651	0,0837	1,1651	1,8423	1,2050	1,4338
динамическая р • 10"7, Па-с приО °C и 0,1013 МПа	1,71					1,40	1,745	1,23
при 20°Си0,1013 МПа	1,84	—	—	1,65	1,822	—
кинематическая v-IO^mVc при 0 °C и 0,1013 МПа	—	—	—	—	—	—
при 20 °C и 0,1013 МПа	—	—	—	—	—	—
Критические параметры газа: температура, К	126,26	33,30	133,00	304,26	132,65	373,60
давление, МПа	3,45	1,32	3,44	7,28	3,777	8,89
Газовая постоянная, Дж/(кг • К)	296,75	4124,7	296,94	188,97	292,70	115,23
Теплота сгорания, кДж/м3 (при 0 °C и 0,1013 МПа): высшая			12762	12636					25708
низшая	—	10798	10649	—	—	23698
Теплоемкость ср, кДж/(кг • К), при 0 °C	1,058	—	—	0,816	1,005	0,993
рпк = 0,1737(26,831-pfT),	(1.10)
Тпк = 155,24(0,564+ рст),	(1.11)
где рст — плотность газа (в кг/м3) при стандартных (20 °C) усло-
виях; псевдокритическое давление газа рассчитано
в МПа, а псевдокритическая температура — в К.
24
Сжимаемость газа учитывает отклонение газов от законов
ального газа. Сжимаемость газа характеризуется коэффициен-
сжимаемости Z, который определяется экспериментально,
отсутствии экспериментальных данных коэффициент сжи-
маемости определяют по номограммам в зависимости от приве-
денных температуры и давления (7/р, р^) газа или в зависимости
от давления, температуры и относительной плотности по воздуху,
а также по формулам, рекомендованным в отраслевых нормах
проектирования [28]
2 л 0,0241рпр
т
где
т - 1 - 1,687^ + 0,787^, + 0,01077*,,
Рпр Р/Рпк>
тпр=т/тпк.
(1-12)
(1.13)
(1-14)
Влажность газов. Практически все газы содержат водяные
пары, т. е. имеют некоторую влажность. Влажность природных га-
зов обусловлена пластовыми условиями. В магистральных и рас-
пределительных газопроводах транспортируемый газ может на-
сыщаться влагой, оставшейся в газопроводе после гидравличе-
ских испытаний. Присутствие сконденсированных водяных паров
и кислых газов может вызвать коррозию трубопроводов и обору-
дования. При некоторых условиях (температуре и давлении) при
наличии капельной влаги в газе могут образовываться кристалло-
гидраты.
Содержание влаги в газе характеризуется абсолютной и отно-
сительной влажностью.
Абсолютная влажность d (в г/м3 или кг/кг) характеризует
содержание водяных паров соответственно в единице объема или
единице массы газа. Влагосодержание природных газов зависит
°т состава газа, температуры и давления и определяется по номо-
грамме (рис. 1.2).
25
dv, г/м3
Рис. 1.2. Диаграмма влагосодержания насыщенного природного газа
26
0Тносительная влажность газа — отношение фактического
ества водяных паров в единице объема газа к максимально
К°зможному количеству при определенных давлении и темпера-
туре:
<s?-mJmT = pJpT,
(115)
где т __ количество водяного пара в единице объема пара;
тт — максимально возможное количество водяного пара,
которое может находиться в газе без конденсации при
данных давлении и температуре;
— парциальное давление водяного пара в газовой смеси;
рт — давление насыщенного водяного пара при температуре Т.
Температура, при которой газ становится насыщенным при
определенном давлении, называется точкой росы.
При подготовке к транспорту газ должен быть осушен так,
чтобы точка росы была на 5-7 градусов ниже минимальной тем-
пературы охлаждения газа в газопроводе (табл. 1.4).
Таблица 1.4
Требования к влажности транспортируемого газа
Параметр	Значение параметра	
Климатическая зона по ГОСТ 16350-86 Точка росы по влаге и тяжелым углеводородам при р =5,5 МПа, К, не более:	А	В
в зимний период (1.X-30.IV)	263	240
в летний период (1.V-30.IX)	270	258
примечания. 1. А — умеренная и жаркая климатическая зона; В — холодная
климатическая зона.
2. Для обеих зон содержание механических примесей не более
0,1 г/100 м3, сероводорода не более 2 г/100 м3, кислорода
не более 1 %.
Вязкость газа характеризуется коэффициентом динамиче-
ском (абсолютной) вязкости ц (в Па • с) и определяется по формуле
27
ц = 5,1-10~6[1 + рст(1,1-1,25рст)]х
x[0,037 + 7-np(l-0,1047-np)]. U3o(^_t)
(1.16)
Теплоемкость реальных газов зависит от состава газа, темпе-
ратуры и давления. Изобарная теплоемкость природных газов
(в кДж/(кг • К) с содержанием метана более 85 % в отраслевых
нормах проектирования определяется из соотношения
ср = 1,695 + 1,838 • 10 6Г + 1,96 • 106(р - 0,1)/Т3.	(1.17)
Эффект Джоуля-Томсона. При снижении давления по дли-
не газопровода и при дросселировании газа на ГРС наблюдается
снижение температуры. Это явление учитывается коэффициен-
том Джоуля-Томсона (в K/МПа), для определения которого в от-
раслевых нормах проектирования рекомендуется аппроксимация
(для природных газов с содержанием метана более 85 %)
Д =—(0,98-106/Т3-0,5),	(118)
ср
где ср — средняя изобарная теплоемкость газа, определяемая для
средних значений давления и температуры в процессе
дросселирования.
Теплотворная способность (теплота сгорания) — тепло, вы-
деляемое при сгорании единицы объема (или массы) газа при оп-
ределенных условиях. Различают высшую и низшую теплотвор-
ную способность топлива. В большинстве энергетических устано-
вок (газотурбинные установки, печи и т. п.), предназначенных для
использования или преобразования тепловой энергии, можно
рассчитывать лишь на низшую теплоту сгорания топлива из-за
невозможности воспользоваться теплотой, выделяющейся при
конденсации паров воды как продукта сгорания топлива. Более
идеальной, в этом смысле, является стоящая на горящей газовой
плите большая "потеющая" кастрюля с пока еще негорячей водой.
28
а сгорания природных газов определяется по правилу ад-
3 Живности с Учетом теплоты сгорания индивидуальных компо-
ДИ ов и их молярной (объемной) доли в составе природного газа:

(1.19)
где aci ~~ молярная доля z-го компонента в составе сухого (индекс с)
газа;
QHi — низшая теплота сгорания i-ro компонента (в кДж/м3).
Влажность природных газов влияет на их теплотворную спо-
собность. Пересчет молярной доли компонентов, плотности и теп-
лоты сгорания рабочего состава газа (индекс р) с учетом влажно-
сти производят по формулам:
=А' <- s5.” = oS*' <t20)
рр = (рс +d^K,	(1-21)

(1.22)
где К определяется по формуле
0,804
0,804 + d
(1.23)
В приведенных выше формулах d — влагосодержание газа,
выражаемое в кг на м3 сухого газа при 0 °C и 0,101325 МПа.
29
ГЛАВА 2
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ
2.1.	ПОТРЕБИТЕЛИ ГАЗА.
РЕЖИМ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА
Количество газа, расходуемого различными категориями по-
требителей города или поселка, является основой для разработки
проекта газоснабжения. Расходы газа в значительной мере опре-
деляют выбор схемы системы, ее размеры, пропускную способ-
ность, металлоемкость и стоимость.
Методика определения расходов зависит от характера потре-
бителей газа. Всех потребителей можно разделить на следующие
основные категории:
—	бытовые потребители газа (потребление газа в квартирах
жилых домов);
—	коммунально-общественные предприятия (потребление
газа на предприятиях бытового обслуживания населения, обще-
ственного питания и торговли, в учреждениях здравоохранения,
на предприятиях по производству хлеба и кондитерских изделий
и в прочих учреждениях);
—	теплоэлектростанции и котельные (потребление газа элект-
ростанциями, потребление газа на отопление и вентиляцию зда-
ний);
—	промышленные предприятия (потребление газа на техно-
логические нужды промышленных и сельскохозяйственных пред-
приятий).
Все категории потребителей расходуют газ во времени нерав-
номерно. Неравномерность связана с сезонными климатическими
изменениями, сезонным изменением производительности про-
мышленных потребителей, режимом работы промышленных
30
пиятий в течение недели и суток, со сложившимся режимом
П?6оты и отдыха, с укладом жизни населения, характеристикой
Ра° ого оборудования зданий и промышленных цехов. Регулиро-
Га ь неравномерность посредством воздействия на отмеченные
ваТЬ ппичины возможно лишь в весьма ограниченных пределах.
Поэтому неравномерность необходимо изучать и учитывать при
оптировании распределительных систем газоснабжения.
ПР Различают следующие виды неравномерности потребления
газа:
—	неравномерность по месяцам года (сезонная неравномер-
ность);
—	неравномерность по дням недели (суточная неравномер-
ность);
—	неравномерность по часам суток (часовая неравномер-
ность).
Сезонная неравномерность вызвана дополнительным расхо-
дом топлива в зимнее (холодное) время, а также некоторым
сокращением его потребления на коммунально-бытовые нужды
летом.
Суточная неравномерность в отдельные дни недели вызвана
укладом жизни населения, режимом работы предприятий и изме-
нением температуры наружного воздуха.
Часовая неравномерность вызвана неравномерностью по-
требления в течение суток. Наибольшая часовая неравномерность
наблюдается у бытовых и коммунальных потребителей. Режим
потребления предприятий определяется количеством рабочих смен.
Годовой график потребления газа городов строят на основа-
нии годовых графиков всех категорий потребителей.
По годовому графику можно составлять баланс газа, планиро-
вать его подачу потребителям, определять число буферных потре-
бителей, рассчитывать объем подземных хранилищ и планировать
проведение ремонтных работ на газопроводах.
Недельный график характеризуется колебаниями потребле-
ния газа по отдельным дням недели и месяца, которые определя-
ются следующими факторами: укладом жизни населения и режи-
мом работы предприятий (отопительная нагрузка здесь не рас-
сматривается)
31
Городские распределительные газопроводы рассчитывают на
максимальные часовые расходы газа, которые можно определить,
располагая достаточно надежными сведениями о часовых колеба-
ниях потребления газа. Построение суточных графиков (рис. 2.1)
необходимо также для правильной эксплуатации газовых сетей
и установок и расчета аккумулирующей емкости, необходимой
для выравнивания суточного графика.
Большое влияние на режим потребления газа в квартирах
(бытовое потребление) оказывают климатические условия. Пони-
жение наружной температуры вызывает увеличение потребления
газа. Это объясняется тем, что в зимние месяцы температура водо-
проводной воды значительно снижается и на ее нагрев расходует-
ся больше тепла. Кроме того, зимой больше тепла необходимо для
приготовления пищи. Летом же численность населения городов
несколько уменьшается, так как некоторая его часть выезжает за
город.
Время суток, ч
Рис. 2.1. Суточный график потребления газа городом
32
Температура воздуха, °C
Рис. 2.2. Изменение потребления газа в зависимости от температуры
воздуха:
1 - для первого полугодия; 2 — для второго полугодия; 3 — для летних
месяцев
Режим потребления газа на отопление и вентиляцию зданий
также зависит от климатических условий того района, где распо-
ложен город или промышленный узел. Количеств, о потребляемо-
го газа определяется наружной температурой (рис . 2.2).
2.2.	РАСЧЕТНЫЕ РАСХОДЫ ГАЗ^Х
2.2.1.	Годовые расходы газа
Годовые расходы газа для каждой категории» потребителей
следует определять на конец расчетного периода, с учетом пер-
спективы развития объектов, потребителей газа. Продолжитель-
ность расчетного периода 10-20 лет.
Годовые расходы газа для жилых домов, пред приятий быто-
вого обслуживания, общественного питания, предп риятий по про-
33
2 187
изводству хлеба и учреждений здравоохранения можно прини-
мать по нормам расхода теплоты, приведенным в табл. 2.1.
Нормы расхода газа для потребителей		Таблица 2.1
Потребители газа	Показа- тель потребле- ния газа	Нормы расхода теплоты, МДж (тыс. ккал)
1. Жилые дома При наличии в квартире газовой плиты и централизо- ванного горячего водоснабжения при газоснабжении:		
природным газом	На одного человека в год	2800(660)
СУГ При наличии в квартире газовой плиты и газового водонагревателя (при отсутствии централизованного горячего водоснабжения) при газоснабжении:	Тоже	2540(610)
природным газом	»	8000(1900)
СУГ При наличии в квартире газовой плиты и отсутствии централизованного горячего водоснабжения и газово- го водонагревателя при газоснабжении:		7300(1750)
природным газом		4600(1100)
СУГ	> 2. Предприятия бытового обслуживания населения Фабрики-прачечные:		4240(1050)
на стирку белья в механизированных прачечных	На 1т сухого белья	8800(2100)
на стирку белья в немеханизированных прачечных с сушильными шкафами	То же 12600 (3000)	
на стирку белья в механизированных прачечных, включая сушку и глаженье Дезкамеры:	»	18800(4500)	
на дезинфекцию белья в паровых камерах	»	2240(535)
на дезинфекцию белья и одежды в горячевоздушных камерах		1260(300)
34
Продолжение табл. 2.1
Потребители газа	Показа- тель потребле- ния газа	Нормы расхода теплоты, МДж (тыс. ккал)
Бани: мытье без ванн мытье в ваннах	На одну помывку Тоже	40(9,5) 50(12)
3. Предприятия общественного питания Столовые, рестораны, кафе: на приготовление обедов (вне зависимости от про- На один пускной способности предприятия	обед		4,2(1)
на приготовление завтраков или ужинов	На один завтрак или ужин	2,1 (0,5)
4. Учреждения здравоохранения Больницы, родильные дома: на приготовление пищи	На одну койку в год		3200(760)
на приготовление горячей воды для хозяйственно- бытовых нужд и лечебных процедур (без стирки белья)	Тоже	9200(2200)
5. Предприятия по производству хлеба и кондитерских изделий
Хлебозаводы, комбинаты, пекарни:
на выпечку хлеба формового	На! т изделий	2500(600)
на выпечку хлеба подового, батонов, булок, сдобы	Тоже	5450(1300)
на выпечку кондитерских изделий (тортов, пирожных, печенья, пряников и т. п.)		7750(1850)
Примечания. 1. Нормы расхода теплоты на жилые дома, приведенные в табли-
це, учитывают расход теплоты на стирку белья в домашних
условиях.
2. При применении газа для лабораторных нужд школ, вузов,
техникумов и других специальных учебных заведений норму
расхода теплоты следует принимать в размере 50 МДж (12 тыс.
ккал) в год на одного учащегося.
35
Допускается при составлении генеральных планов городов
и других населенных пунктов принимать укрупненные показате-
ли потребления газа, м3/год на одного человека при теплоте сгора-
ния 34 МДж/м3 (8000 ккал/м3):
—	при наличии централизованного горячего водоснабже-
ния — 100;
—	при горячем водоснабжении от газовых водонагревате-
лей — 250;
— при отсутствии всяких видов горячего водоснабжения —
125 (165 — в сельской местности).
Годовые расходы газа на нужды предприятий торговли и бы-
тового обслуживания непроизводственного характера и т. п. сле-
дует принимать в размере до 5 % суммарного расхода теплоты на
жилые дома (по табл. 2.1).
Годовые расходы на нужды промышленности определяют
по нормам технологического расхода газа с учетом перспектив
развития.
Годовые расходы газа на приготовление кормов и подогрев
воды для животных можно принимать по табл. 2.2.
Годовые и расчетные часовые расходы теплоты на отопление,
вентиляцию и горячее водоснабжение следует принимать
в соответствии с указаниями СНиП 2.04.01-85 (отопление),
СНиП 2.04.05-85 (вентиляция и кондиционирование воздуха)
и СНиП 2.04.07-76 (тепловые сети).
Таблица 2.2
Годовые расходы газа на приготовление кормов и подогрев воды
для животных
Назначение расходуемого газа
Расход газа
Нормы расхода
теплоты на нужды
животных, МДж
(тыс. ккал)
Приготовление кормов для животных На одну лошадь
с учетом запаривания грубых кормов На одну корову
и корне-, клубнеплодов	На одну свинью
1700(400)
8400(2000)
4200(1000)
П « Д • t « « Я ««ДМ Д Я Я <1 Я Т Я Я Я ««МЯТЯДНЫЯ	Н * «ДНЯ Ж Я я 4 Т Ж 4 •
36
Годовой расход тепла (в кДж) на отопление и вентиляцию
хилых и общественных зданий вычисляют по формуле
где 4н ~ температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий,
принимается по табл. 2.3, °C;
£р0 —расчетная наружная температура для проектирования
отопления (СНиП 2.04.01-85);
£рв — расчетная наружная температура для проектирования
вентиляции (СНиП 2.04.07-85);
£ср0 ~ средняя температура наружного воздуха за отопитель-
ный сезон, °C;
К,	— коэффициенты, учитывающие расход теплоты на отопле-
ние и вентиляцию общественных зданий; при отсутствии
данных соответственно принимают равными 0,25 и 0,40;
Z— среднее число часов работы системы вентиляции обще-
ственных зданий в течение суток; при отсутствии дан-
ных принимают равным 16 ч;
п0 — продолжительность отопительного периода, сут;
Таблица 2.3
Температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий
Тип здания
Жилые здания, гостиницы, общежития, административные здания
Учебные заведения, школы, предприятия общественного
питания, клубы и дома культуры
Театры, магазины, прачечные, пожарные депо
Кинотеатры
Гаражи
Детские ясли и сады, поликлиники, амбулатории, диспансеры
и больницы
Бани
^вн> °C
18
16
15
14
10
20
Примечание. Если нет указаний о назначении общественных зданий, то во всех
зданиях принимается = +18 °C.
37
т-’	2
F—жилая площадь отапливаемых здании, mz;
т]о — к. п. д. отопительной системы; для котельных т| = 0,8-0,85,
для отопительных печей т| = 0,7-0,75;
q — укрупненный показатель максимального часового расхо-
да теплоты для отопления жилых зданий на 1 м2 жилой
площади, кДж/(ч • м2):
ip.o,°C.....................................0	-10	-20	-30	-40
q, кДж/(ч • м2)............................. 335	461	544	625	670
Годовой расход газа (в кДж) на централизованное горячее во-
доснабжение от котельных определяется по формуле
<2ГВ=24^ГЛ

1
Пго
(2.2)
гДе 9ГВ—укрупненный показатель среднечасового расхода теп-
лоты на горячее водоснабжение, кДж/(ч  чел), с уче-
том общественных зданий района газоснабжения:
Средние за отопительные периоды
нормы расхода воды на горячее
водоснабжение, л на одного
человека в сутки..............80
qv&, кДж/(ч  чел)............1050
90	100	110	120	130
1150 1260 1360 1470 1570
У— число жителей, пользующихся горячим водоснабже-
нием;
Р — коэффициент для учета снижения расхода горячей
воды в летний период ( при отсутствии данных при-
нимают равным 0,8; для курортных и южных горо-
дов — 1,0);
tx.3, £х.л ~ темпеРатУРа водопроводной воды в отопительный
и летний сезон, °C (при отсутствии данных принима-
ют соответственно 5 и 15 °C);
цго — к. п. д. котельной, равный 0,80-0,85.
38
2.2.2. Расчетные часовые расходы газа
Системы газоснабжения городов и других населенных пунк-
тов рассчитывают на максимальный часовой расход газа.
Максимальный расчетный часовой расход газа Q j, м3/ч (в пе-
ресчете на нормальные условия О °C и 760 мм рт. ст.) на хозяй-
ственно-бытовые и производственные нужды следует определять
как долю годового расхода по формуле
Q^K^Qy,	(2.3)
где К^ах — коэффициент часового максимума (коэффициент
перехода от годового расхода к максимальному часо-
вому расходу газа);
Qy — годовой расход газа, м3/год.
Коэффициент часового максимума для учета характера по-
требления газа потребителем рассчитывается по максимальным
значениям коэффициентов неравномерности газопотребления
(сезонным, суточным и часовым)
v-h — ^niax ‘ ^-max * ^max	(2 4”)
-^max —	’	\ • 7
T
где k^x, k^x,	— максимальные коэффициенты неравномер-
ности газопотребления по месяцам в тече-
ние года, по суткам в течение недели и часам
стечение суток соответственно;
т — число часов в году.
Коэффициент часового максимума расхода газа следует при-
нимать дифференцированно по каждому району газоснабжения,
сети которого представляют самостоятельную систему, гидравли-
чески не связанную с системами других районов.
Значения коэффициентов часового максимума расхода газа
на хозяйственно-бытовые нужды в зависимости от численности
населения, снабжаемого газом, приведены ниже:
39
Число жителей, снабжаемых газом,
тыс. чел
1................
2................
3................
5................
10................
20.................
30.................
40.................
50.................
100................
300.................
500.................
750.................
1000................
2000 и более.........
Коэффициент часового максимума
расхода газа (без отопления),
.......... 1/1800
.......... 1/2000
.......... 1/2050
.......... 1/2100
.......... 1/2200
.......... 1/2300
.......... 1/2400
.......... 1/2500
.......... 1/2600
.......... 1/2800
.......... 1/3000
.......... 1/3300
.......... 1/3500
.......... 1/3700
.......... 1/4700
Значения коэффициентов часового максимума расхода газа
для бань, прачечных, предприятий общественного питания
и предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий
представлены в табл. 2.4.
Таблица 2.4
Значения коэффициентов часового максимума расхода газа
Предприятия	-*упйу
Бани	1/2700
Прачечные	1/2900
Общественного питания	1/2000
По производству хлеба и кондитерских изделий	1/6000
Примечание. Для бань и прачечных коэффициенты часового максимума
расхода газа приведены с учетом расхода газа на отопление
и вентиляцию.
Расчетный часовой расход газа для предприятий различных
отраслей промышленности и предприятий бытового обслужива-
ния (за исключением предприятий, приведенных выше) следует
определять по данным топливопотребления (с учетом изменения
к. п. д. при переходе на газовое топливо) или исходя из годового
расхода газа с учетом коэффициентов часового максимума по от-
расли промышленности.
40
Таблица 2.5
Значение коэффициента одновременности 7Csim для жилых домов
Коэффициент одновременности в зависимости от установки
в жилых домах газового оборудования
Число квар- тир	Плита 4-конфорочна*	Плита 2-конфорочная	Плита 4-конфороч- ная и газовый проточный водонагреватель	Плита 2-конфороч- ная и газовый проточный водонагреватель
1	1	1	0,700	0,750
2	0,650	0,840	0,560	0,640
з	0,450	0,730	0,480	0,520
4	0,350	0,590	0,430	0,390
5	0,290	0,480	0,400	0,375
6	0,280	0,410	0,392	0,360
7	0,270	0,360	0,370	0,345
8	0,265	0,320	0,360	0,335
9	0,258	0,289	0,345	0,320
10	0,254	0,263	0,340	0,315
15	0,240	0,242	0,300	0,275
20	0,235	0,230	0,280	0,260
30	0,231	0,218	0,250	0,235
40	0,227	0,213	0,230	0,205
50	0,223	0,210	0,215	0,193
60	0,220	0,207	0,203	0,186
70	0,217	0,205	0,195	0,180
80	0,214	0,204	0,192	1,075
90	0,212	0,203	0,187	0,171
100	0,210	0,202	0,185	0,163
400	0,180	0,170	0,150	0,135
Примечания. 1. Для квартир, в которых устанавливают несколько однотип-
ных газовых приборов, коэффициент одновременности следу-
ет принимать, как для такого же числа квартир с этими газовы-
ми приборами.
2. Значение коэффициента одновременности для емкостных
водонагревателей, отопительных котлов или отопительных
печей рекомендуется принимать равным 0,85 независимо
от количества квартир.
^Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчет-
ный часовой расход газа Qhd, м3/ч, следует определять по сумме
номинальных расходов газа газовыми приборами с учетом коэф-
фициента одновременности их действия по формуле
41
Qd 12^ят(7попЛ’	(2 5)
m
где IL —сумма произведений величинXsim, gnom и пг от i до т\
г=1
Ksljn ~ коэффициент одновременности, значение которого мож-
но принимать для жилых домов по табл. 2.5;
?nom ~ номинальный расход газа прибором или группой прибо-
ров, м3/ч, по техническому паспорту.
2.3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
ПРОСТЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
Режимы работы трубопроводов для транспортировки и рас-
пределения природного газа могут быть:
— по изменению температуры — изотермическими, когда тем-
пература газа в каждой точке газопровода и в каждый момент вре-
мени постоянная, и неизотермическими.
— по изменению пропускной способности — стационарными,
когда пропускная способность газопровода в любой точке по дли-
не газопровода и в каждый момент времени постоянна, и неуста-
новившимися.
Режимы системы газоснабжения из-за малых колебаний тем-
пературы на линейных участках газопроводов относят к изотер-
мическим. Эффект дросселирования учитывают только при ана-
лизе процессов в замерных и регулирующих устройствах при
больших перепадах давления. Для задач проектирования и анали-
за ряда разнообразных технологических ситуаций используют
изотермические стационарные модели трубопроводного транс-
порта и распределения природного газа.
2.3.1. Газопроводы высокого и среднего давления
Установившееся движение газа в газопроводах высокого
и среднего давления описывается системой уравнений
42
1.	Уравнение движение (Бернулли)
d(w2) VT2 dx
dP+aA—L+g.dz+x^~.^-=Q.
p z	z и
2	Уравнение баланса количества газа
М=р WF=const.
3.	Уравнение состояния
р = pZRT.
Пренебрегая вторым и третьим членами первого уравнения,
получим
2	2
Pl~P2
xm2zrt
f2d
(2.6)
M = F
(pf-p^D
N kZRTl
(2.7)
Гидравлический расчет газопроводов высокого и среднего
давления по всей области турбулентного режима движения газа
(Re > 4000) можно производить по формуле
2	2	Л
Pl ~Р2 л / <а5>| П	]	Of
- , 2 =1,4-10° —+ 1922—
/	Q)	Da
(2-8)
где Pi — абсолютное давление газа в начале газопровода, МПа;
Р2 — то же в конце газопровода, МПа;
(—расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;
п~ эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней
поверхности стенки трубы принимается равной, см: для
стальных труб — 0,01; для полиэтиленовых труб — 0,002;
43
v — коэффициент кинематической вязкости, м2/с (при тем-
пературе О °C и давлении 0,101325 МПа);
р — плотность газа, кг/м3 (при температуре 0 °C и давлении
0,101325 МПа);
Q—расход газа, м3/ч (при температуре 0 °C и давлении
0,101325 МПа).
2.3.2. Газопроводы низкого давления
В настоящее время газопроводы низкого давления эксплуати-
руют с максимальным избыточным давлением, не превышающим
5000 Па. При этом расчетный перепад газа от ГРП или другого ре-
гулирующего устройства до наиболее удаленного газоиспользую-
щего агрегата не должен превышать 1800 Па.
Если принять изотермический режим газопровода с темпера-
турой Го, то для низких давлений в газопроводах можно положить
Z0£l.
Из уравнения состояния
ЭД
dP~,
Z.RT,
откуда
<- dp dp
P P
Максимальное изменение давления газа в газопроводе низко-
го давления dp = 1800 Па при среднем давлении
_(101325+5000)+(101325+3200)
Qp	~~~	J.
Тогда
1800
8р = 7^7^-0,018. т. е. порядка 1,8 %.
105425
44
С учетом того, что относительное изменение плотности неве-
и не превышает 2 %, в гидравлических расчетах газопрово-
ЛЙК°низкого давления плотность газа принимают постоянной
Д°дИЧиной и расчеты ведут по обычным формулам гидравлики
длЯ несжимаемой жидкости.
д Падение давления в газопроводах низкого давления опреде-
ляется в зависимости от режима движения газа по газопроводу,
характеризуемого числом Рейнольдса
Re = 0,0354-3-
Dv
(2.9)
В зависимости от значения Re падение давления в газопрово-
дах определяют по следующим формулам:
для ламинарного режима движения газа при Re < 2000
Я = 1,132-Ю6-^vpZ,
Di
(2Л0)
для критического режима движения газа при Re = 2000-4000
Н = 0,516
q2 333
£>5 ЗЗЗу0 333 ’
(2.И)
для турбулентного режима движения газа при Re > 4000
(п	vDT3 О2
Я = 69 -+1922 —	-^pZ,	(2 12)
(Я	QJ	D5	1	}
где н~ падение давления, Па;
Q> D, v, р, Z, п—обозначения те же, что и в формулах для высокого
и среднего давления
Падение давления в местных сопротивлениях (колена, трой-
ники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем уве-
личения расчетной длины газопровода на 5-10 %.
Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчет-
ную длину газопроводов следует определять по формуле
45
l =	(2.13)
где lr — действительная длина газопровода, м;
—сумма коэффициентов местных сопротивлений участка
газопровода длиной
Id— эквивалентная длина прямолинейного участка газопро-
вода, м, потери давления на котором равны потерям давле-
ния в местном сопротивлении со значением коэффициен-
та С, = 1.
Эквивалентную длину газопровода следует определять в за-
висимости от режима движения газа в газопроводе по следующим
формулам:
для ламинарного режима движения газа
/б? = 5,5-1(Г6—;	(2.14)
для критического режима движения газа
7)1,333 0,333
= 12,15 -~w  ,	(2.15)
для всей области турбулентного режима движения газа
(	гЛ°'25
11| —+ 1922—— I
[D О
(2.16)
2.4.	ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ
НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
2.4.1.	Расчетные схемы газораспределительных сетей
Рассматривая схемы уличных распределительных газопрово-
дов, можно выделить два характерных случая:
46
1.	На рассматриваемом участке газопровода имеется несколь-
ко отводов, расходы по которым характеризуются некоторой ве-
личиной Qi (рис. 2.3). Если протяженность участка АВ достаточно
велика, а величины отборов Q, соизмеримы с величиной транзит-
ного расхода Q-r, то в ряде случаев целесообразно разбить участок
АВ на несколько и, принимая на каждом участке А-1, 1-2, ..., i-B
расход постоянным по длине, определять диаметр для каждого из
этих участков.
01
От
fQi
V Оз
Рис. 2.3. Расчетная схема распределительного газопровода с сосредо-
точенными отборами газа
2.	На рассматриваемом участке имеется много отводов (отбо-
ров) или длина расчетного участка относительно мала (рис. 2.4).
Тогда расчетные диаметры каждого участка будут отличаться
друг от друга на незначительную величину. При выборе стандарт-
ных диаметров мы вынуждены будем принять один единствен-
ный, постоянный для всего участка АВ. В таком случае целесооб-
разно изменить расчетную схему, несколько идеализировав ее, но
значительно сократив при этом расчеты.
При этом величина удельного расхода q будет определяться как
ZQ? Qn
V	7	7
/ I ’
где Qn — путевой расход газа на расчетном участке.
Итак, для примера, мы можем иметь сложную расчетную схе-
му, где на отдельных участках распределение отборов будет соот-
ветствовать схеме 2, а на других участках-схеме 1, а в узлах 3,4, 5
и 6 имеются узловые расходы газа.
47
Рис. 2.4. Расчетная схема газопровода с равномерно распределенными
отборами газа по длине
На участках 1-2, 2-4 и 4-6 расход будет постоянным по дли-
не, а на участках 2-3 и 4-5 — переменным по длине.
Рис. 2.5. Общий случай отборов газа в газораспределительной сети
48
2.4.2.	Вывод расчетной формулы
для случая равномерно распределенного отбора газа
по длине горизонтального газопровода
В соответствии с принятыми обозначениями имеем
Оп =
й(х) = <2т(/-х)	У(г)=ат+<?('+1).
F
Воспользуемся обобщенной формулой для А:
1 %
1
К	/ Я
Рис. 2.6. Участок газопровода с равномерно распределенными отбора-
ми газа
По формуле Дарси-Вейсбаха
dp = -'к———dx;
2D
49
AFmvm 1 ч l
Pi - P2 =-71577/Ют + ?(/ - x)f~m dx;
U г ZU n
Pi -Pi	+<7(/-*)]2’Wt+<?(/-*)];
A - P2 =	’ 7гЦ|Ют + - x)]''"‘ I/;
2/'2 mpi+OTQn (3 — my	'l
p -o AvmPl ((Q-x+Qn)3~m-Q^m)
1	2 2(3-rn)F2~mDi+m[ Qn )
Если QT = 0, то для равномерно распределенного расхода по
длине
2.4.3.	Гидравлический расчет распределительных газопроводов
при сосредоточенных отборах
Qi
I
QT + Qn Pi
Pl Qt
ll h h
I I
91 I Q3
4n~l
Рис. 2.7. Газопровод с сосредоточенными отборами газа
50
Путевой отбор
Qn
Определим перепады давления на каждом участке:
(О +0
Первый участок рх -pix = \
Второй участок pir -р2х = Х2	+ А—
2F22D2
n-й участок Р(П-1)Х ~Р2=^.
(Qr+Qn-2>/)2p4
__________1=1____
2F2D
п ~^П
(С2т +Qn ~ S<?i)24
Pl-P2=	-----
^г=1	Р, У,
Если
QT=0. А=п2=... = Д=...Пи=д
/1 =/2 = = .../„ =— ,
п
то для случая сосредоточенных отборов газа по длине участка
дг)2-т..тс1
(П.-П.Л	=—— Г.._Н2________(]2-т +22-"' + +п2~т\	/**\
\Р1 P2Jcocp 2^3-тр2-тjjl+m '	' С )
51
2.4.4.	Определение области применения различных
расчетных схем распределительных газопроводов
Гидравлический расчет газопроводов низкого давления с пу-
тевым отбором газа можно производить по формулам, которые
предполагают либо непрерывное распределение отборов газа
(формула(*)), либо распределение сосредоточенных отборов
(формула (**)). Гидравлический расчет по формулам для сосре-
доточенных отборов является всегда правильным, но весьма гро-
моздким. Для обоснования выбора расчетной схемы (непрерыв-
ный или сосредоточенный отбор) распределительного газопрово-
да низкого давления рассмотрим участок газопровода длиной I.
На этом участке на одинаковом расстоянии друг от друга располо-
жены п отводов, по которым отбирается одинаковое количество
газа (#i = q-2 = ... = q„). Общее количество газа, подаваемого в нача-
ле участка, составляет (транзитный расход Qt = 0)
Qu - 'TaQi-
!=1
Определим перепад давления на рассматриваемом участке
двумя способами: для сосредоточенных и для равномерно распре-
деленных отборов.
Перепады давления, рассчитанные по формулам (*) и (**),
будут отличаться друг от друга на некоторую величину
(ft — Р2 )соср — (Pl " Р2 ) раса —	~
AQ^mvmpl [ 12т + 22-т +... + п2~т	1
2F2.-mD\+m	п3~т	3_т
Относительная погрешность расчета по приближенной фор-
муле (*) для равномерно распределенных отборов газа по длине
по сравнению с более корректной формулой (**) составит
<-	= Ар =____________________п3~т__________
расп (А-^)соср "	(3-щ)-(12^+22-+... + «2-”1)'
52
Для ламинарного давления (т = 1)
5расп (при п = 10 8ра^ = 9
Для турбулентного режима при квадратичном законе сопро-
тивления (т = 0)
1	2п2	Зп + 1
Spacn=: ~(п + i)(2n +1) ~ (и + l)(2n +1)
(при п = 5 8 = 24%; при п = 10 8=13 %).
2.4.5.	Определение расчетных расходов газа по участкам сети
Формулы (*) и (**) достаточно громоздки и неудобны для
практического использования.
Введено понятие расчетного расхода — некоторого эквива-
лентного расхода, постоянного по всей длине участка, который
создает перепад давления, равный перепаду, создаваемому пере-
менным по длине расходом газа.
При расчетном расходе перепад давления будет определен как
AQ^mvmpl
2р2-т jjl+m
Равный ему перепад при равномерно распределенных отборах
по длине
Avmpl f(QT+Qn)3^-QT~m>
2(3-rn)F2~mDi+m[ Qn ;
Приравнивая правые части этих уравнений, определим вели-
чину расчетного расхода
53
yQT + QtQh + Ql^.
При ламинарном режиме (т = 1) Qp = Qt + 0,5Qn.
При турбулентном режиме (т = 0) <2Р =
При отсутствии транзитного расхода (<2т = 0);
при т = 1 Qp = 0,5Qn,
при m = 0 О? = 0,557Qn.
В соответствии со СНиП 2.04.08-87* (справочное приложе-
ние 5*) расчетный расход газа на участках распределительных на-
ружных газопроводов низкого давления, имеющих путевые расхо-
ды газа, следует определять как сумму транзитного и 0,5 путевого
расхода газа на данном участке
Qp=Qr + 0,5Qn.	(2.17)
2.4.6.	Приведение путевых расходов к узловым
Использование понятия расчетного расхода газа на участке
газораспределительной сети сводится к замене реальной схемы
с путевыми распределенными отборами (и переменными расхода-
ми) на некоторую эквивалентную схему, в которой расход на каж-
дом участке неизменен по всей длине рассматриваемого участка.
Исходная схема
Qr + Qn
---->
Эквивалентная схема
Qn/2	Qn/2
А	А
Or + Qn	Ог
—> --------------4----------А-------------->
—>.	—>	—>
Qt + Qn Op = Qt + Qn/2 Qt
Рис. 2.8. Пример приведения путевых расходов к узловым
54
2.4.7.	Расчетные перепады давления
Глдравлнческнй расчет газопроводов следует выполнять,
к правило, на электронно-вычислительной машине с оптималь-
ка^ раСПределением расчетной потери давления между участка-
ми сети.
При невозможности или нецелесообразности выполнения
счета на ЭВМ (отсутствие соответствующей программы, от-
дельные участки газопроводов и т. п.) гидравлический расчет до-
пускается производить по приведенным выше формулам или по
номограммам, составленным по этим формулам.
Расчетные потери давления в газопроводах высокого и сред-
него давления следует принимать в пределах давления, принятого
для газопровода.
Расчетные потери давления в распределительных газопрово-
дах низкого давления следует принимать не более 1800 Па.
Распределение величины потери давления между уличными,
дворовыми и внутренними газопроводами следует принимать по
следующим нормам:
Суммарная потеря давления газа от ГРП или другого
регулирующего устройства до наиболее удаленного прибора,
даПа..........................................................180
В том числе в газопроводах:
уличных и внутриквартальных.................................120
дворовых и внутренних.......................................60
Значения расчетной потери давления газа при проектирова-
нии газопроводов всех уровней давления для промышленных,
сельскохо-зяйственных и бытовых предприятий и учреждений
коммунального хозяйства принимают в зависимости от давления
газа в месте подключения с учетом технических характеристик
принимаемых к установке газовых горелок, устройств автоматики
безопасности и автоматики регулирования технологического
режима тепловых агрегатов.
55
2.5.	ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
НАКЛОННЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
Городские распределительные газопроводы не всегда являют-
ся строго горизонтальными. Наличие разности отметок началь-
ной и конечной точки газопровода может оказать заметное влия-
ние на величину расхода газа, особенно для газопроводов низкого
давления с малым допустимым расчетным перепадом давления.
Напомним уравнение Бернулли
dp d(W2)	. W2 dx
p 2	6	2 D
При p = const
P2 1 Ц/2	Z2	Г |У2 ''l
Р1-Р2=-^Р = ^~^ + Рё\dZ + ap\ d — .
P, 0	Zt	Wi I 2 )
С учетом местных сопротивлений
l. w2 ,	/ ч W?-W% Л w2
Pi - p2 =	+ P^(z2 - Z1) - aP • 2 L + P$X ~y •
Для простого газопровода при отсутствии отбора газа по дли-
не (W2 = Wj) и расчетном расходе Qp с учетом потерь давления на
местных сопротивлениях Арм
O2~mvmol
Р^Р2= А ^ВЦт + Pg<Z2 ~ Z1} + АРМ •	(2’18)
2.6. МЕТОДЫ РАСЧЕТА
ТУПИКОВОЙ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ
Расчет газораспределительной сети сводится к расчету диа-
метров участков сети и давления в узловых точках.
При расчете диаметров определяющей операцией является
распределение расчетного перепада давления по участкам сети.
56
расчетного перепада на участке при зафиксированном рас-
однозначно определяет диаметр участка газовой сети.
voae газа w
В мировой практике различают три метода распределения
четного перепада давления по участкам тупиковой газораспре-
делительной сети.	о
__ старый (или традиционный ) метод;
—	метод оптимальных диаметров;
—	комбинированный метод.
2 6.1. Традиционный (старый) метод расчета тупиковой сети
Метод основан на принципе равномерного расчетного перепа-
да давления по участкам сети. Указанный принцип заключается
в том, что при расчете диаметров участков сети используются со-
отношения:
для высокого (среднего) давления:
2	2
^*=АВ= const;
для низкого давления:
Я л
— = АН = const,
N
где / = ^/г ~ расчетная длина приоритетного направле-
1=1 ния, состоящего из N участков:
4 “ (1,05-1,10)/^— расчетная длина г-го участка. В соответствии
со СНиП 2.04.08-87* падение давления
в местных сопротивлениях (колена, тройни-
ки, запорная арматура и др.) допускается
учитывать путем увеличения фактической
длины участков газопровода /фг на 5-10 %.
Тогда расчетный перепад на г-м участке определится из соот-
ношения
а?-1-а2=лв4
или
Я;_1 - Hi = Ан/г.
57
с5
5000 £
4000
3000
ч
20001
10000
2000
1000
20
10
5
0,5
0,4
0,3
0,2
50
40
30
2 3 4 5
0,1 С
0,01	0,02 0,03 0,05 0,1	0,2 0,3 0,4 0,5 1
(Др/4) 10, Па/м
500 Ж
400 <
300
200
юонэ
351x9
325 х 8
245 х 7
-219 х 6
192 х 6
-180 х 6
-168 х 6
•> 159 х 4,5
152x4,5
к146х«
Ж 140x4,5
\V133x4
Ж 127 х 1
Ж 121 X 4
* 4
% Ю8х4
Ж 102 х 3
095x4
89 х 3
XV 83 X 3
\ W X з
1 \ \/э,6 х 3,75
\\ Х70 х .4
i\V60x 3
/бОх 35
' 57 х 3
48 х 3,5
^44,5 х 3
л'42,3х 3,25
\'38 х 3
\ 33,5 х 3,75
'26,8 х 2,75
4 21,3 х 2,75
Рис. 2.9. Номограмма для определения потерь давления в газопроводах
низкого давления. Природный газ: р = 0,73 кг/м3, v = 14,3 • Ю'6 м2/с (ПРИ
0 °C и 101,3 кПа)
58
Рис. 2.10. Номограмма для определения потерь давления в газопрово-
дах высокого и среднего давления. Природный газ: р = 0,73 кг/м3,
v = 14,3 • 10 й м2/с (при 0 °C и 101,3 кПа)
Дальнейшая процедура расчета состоит в проведении после-
довательных операций определения теоретического диаметра
Участка, выбора ближайшего стандартного диаметра, расчета пе-
репада давления на каждом участке с учетом реального внутрен-
59
него диаметра трубы, оценке суммарного перепада давления
и последующей, при необходимости, корректировке диаметра од~
ного из участков с целью приведения суммарного перепада давле-
ния в соответствие с допустимым расчетным перепадом. С учетом
указанной процедуры и остаточного давления в узлах переходят
к расчету диаметров вспомогательных направлений.
Для упрощения ручных расчетов широко используются но-
мограммы (рис. 2.9 и 2.10).
2.6.2.	Некоторые неопределенности при расчете тупиковой сети
по традиционному методу
При первом же знакомстве с традиционным методом расчета
возникает ВОПРОС 1: Почему принято условие постоянства
удельного перепада давления А = const?
В ответ можно лишь предположить, что это была одна из
самых простых возможностей избежать неопределенности при
выборе стандартных диаметров участков сети. Ведь условие
А = const однозначно распределяет суммарный допустимый пере-
пад давления между участками сети.
Рис. 2.11. Распределение расчетного перепада давления при традици-
онном методе расчета
60
rr и этом не может быть никакой речи об оптимальности рас-
еления этого перепада давления с точки зрения, например,
Пр6 имальных затрат на строительство сети.
^рассмотрим порядок расчета.
1	При заданных начальном и конечном давлениях (или сум-
ном перепаде давления) для главного направления определя-
т суммарную расчетную длину направления, а затем значение А
выбранного направления. Напрашивается ВОПРОС 2: Какое
из направлений считать главным? Каков критерий выбора (про-
тяженность, загруженность по расходу)?
2.	По известной теперь величине А и расходу газа с помощью
номограммы определяют расчетные значения диаметров для всех
участков заданного направления.
3.	Назначают стандартные диаметры на участках направле-
ния. Возникает ВОПРОС 3: Как, основываясь на теоретическом
расчетном диаметре, выбрать стандартный диаметр (округлить
в большую сторону, округлить в меньшую сторону, принять бли-
жайшее стандартное значение диаметра)?
4.	По известному расходу и выбранному стандартному диа-
метру с помощью номограммы определяют фактическое значение А.
5.	По фактическому значению А и расчетной длине участка
определяют перепад давления на участке сети.
6.	С учетом потерь давления на участках направления опреде-
ляют давление в узлах и конечное давление.
7.	Проверяют степень отличия расчетного конечного давле-
ния от заданного. В случае большой разницы возникает ВОПРОС 4:
На каком из участков следует изменять диаметр, чтобы расчет-
ное конечное давление соответствовало заданному? Каков кри-
терий выбора?
8.	Переходят к расчету ответвлений, взяв за начальное давле-
ние давление в узле ответвления.
2.6.3.	Метод оптимальных диаметров
При постановке и решении любой оптимизационной задачи
требуется четко выделить критерий (критерии оптимальности),
назначив при этом целевую функцию.
61
В рассматриваемом случае в качестве критерия оптимально
сти выбраны минимальные затраты на строительство тупиковой
газораспределительной сети (стоимость труб и работ по строи
тельству). Следовательно, целевая функция Ф будет выражать
зависимость стоимости строительства 5,(Д) от выбранных диа-
метров каждого из Л^ участков сети.
Ф = 5г (D,) => пип.
г=1
При этом, независимо от выбранного диаметра на i-м участке
сети, суммарный перепад давления от начальной точки сети до
конечной точки каждого из ответвлений должен быть постоянным.
Для сети низкого давления это условие будет иметь вид
м
Н = '£НДП/)^ const.
7=1
Для сети высокого и среднего давления
,	•? М 9
Рн-Рк	const
7=1
В результате мы должны получить некий закон оптимального
распределения заданного перепада давления между участками сети.
Рассмотрим исходные предпосылки и допущения, принятые
при разработке метода.
Затраты на строительство
Анализ стоимостных показателей газораспределительных се-
тей показывает, что удельная стоимость строительства распреде-
лительного газопровода (в руб/м) может быть с достаточной сте-
пенью точности описана соотношением
s=a + bD,	(2.19)
где коэффициенты а и b будут зависеть от способа прокладки,
материала труб, условий строительства (местности) и других
показателей, не зависящих от диаметра газопровода.
62
Следовательно, целевая функция запишется как
Ф = ]£/г (« + />£>,)=> mm
1=1
Перепад давления (потери на трение)
Вспомним рекомендации СНиП 2.04.08-87* по выполнению
гйДравлического расчета газопроводов.
Для высокого и среднего давления по всей области турбулен-
тного режима движения газа (Re > 4000)
2	2	/	Л>0’25 п2
ЙЛ = 14.Ю-’ ” 4922^ Хр
/	(D QJ Оэ
В случае низкого давления для турбулентного режима движе-
ния газа при Re > 4000
Н = 69|—+ 1922—I Д-р/
Д Q) D3
Упростим эти зависимости для случая стальных труб при
п = 0,01 см и:
—	квадратичном режиме для высокого и среднего давления;
—	режиме гидравлически гладких труб для низкого давления:
(Й-^) = 0/±427.10-5р-^-/,
О175
H = 457,04v°’25p-^— I
Анализ этих зависимостей показывает, что, исходя из их об-
щей структуры, они имеют общий вид
# =	(2.20)
где коэффициенты Klt а и р зависят от давления (высокое (сред-
1,ее) или низкое), а разница квадратов давлений в случае высокого
Давления представлена общим символом Н.
63
Тогда условие постоянства общего перепада давления в сети
запишется как
м
Н =	j = const,
7=1
где М — число участков сети на рассматриваемом направлении.
На основе необходимого условия экстремума функции не-
скольких переменных полной дифференциал этой функции дол-
жен быть равен нулю
<*Ф(М2, ...,Нм) = 0,
dfr(PvP2)...,£>M) = 0.
Исходя из конфигурации разветвленной газораспределитель-
ной сети можно рассматривать два случая соединения участков:
—	последовательное;
—	разветвление.
2.6.3.1.	Последовательное соединение участков сети
Для простоты рассмотрим схему последовательного соедине-
ния двух участков сети (рис. 2.12).
Запишем потери давления для участков сети
Я1	Я2
	
Qi 4	Ог 4
	Z?2
	н
			>
Рис. 2.12. Последовательное соединение двух участков газопровода
64
Суммарные потери составят
	Я = Я1+Я2=Я1(^/1+^-/2) = соп81,	(2.21)
откуда	=~К1Э( BpZ| + 2ор '2)=°	(2'22>
Целевая функция для рассматриваемого случая запишется как
	Ф = /} (« + bDx ) + l2(a + bD2 ),
откуда	d<& = b(lxdDr + l2dD2) = 0, dD2 = -^dDi
Подставим последнее выражение в соотношение (2.22) и при
условии Л\Р ф 0 получим
	LQLdD L&LdD q. Яр1 1 я2₽+1/2 1
Учитывая, что 1Х  dDt * 0, можно получить
	Qr _ OS pP+i pp+i	(2.23)
или	———- = -———	(2 24) p(₽+l)/<Z	£)(₽+!)/« ’
или	(2 251 q<x/(₽+1)	Qa/(₽+l)
65
Проделаем замену
	Н = К^1», H = D$ D	1 D₽+1
откуда	Q" 1 H Dp+1 ~ X; ID	<2-26)
С учетом (2.26) из соотношения (2.23) можно получить
	Hr = H2 llDl hD2 ’	(2’27)
а из (2.25)	Cd V/(₽+1) D2=A 77		(2.28)
Из соотношений (2.27) и (2.28) имеем
	Hr =	Я2 ZiPi ’	7/0+0 /2a - UiJ
или	Hr _ H2 Ш“/(₽+1) /.?<2,“/(,3+1) ’	<2-29> 1 *<'1	z
Введем обозначение
	(2.30)
и назовем эту величину характеристика участка сети.
Тогда соотношение (2.29) запишется как
«1 «2
(2.31)
Исходя из известных соотношений можно продолжить
66
Н1 Я2	+ #2 _ Н
а2	+ «2 А’
(2.32)
Н = Н\ + Н2 — суммарные потери давления в сети;
где LJ 1 z	„
Л = Oi + а2~ характеристика сети, состоящей из двух после-
довательно соединенных участков.
Из соотношения (2.32) при заданном расчетном перепаде дав-
ления в сети Н и вычисленных значениях характеристик участков
а и суммарной характеристики сети А легко получается распреде-
ление заданного перепада давления между последовательно
соединенными участками
н^н\
1	А
Н2=Н^.
2	А
При известных значениях длины участка и расчетного расхо-
да это позволяет однозначно определить диаметры участков.
2.6.3.2.	Простое разветвление участков сети
Рассмотрим случай простого разветвления участков сети,
состоящей из трех участков (ствола и двух ветвей).
Рис. 2.13. Расчетная схема для простого разветвления
67
Целевая функция запишется как
Ф = b{lxDx + I2D2 + /3D3 ) + a(/j +12 + 4)>
откуда
lxdDx + /2<Я>2 + hdD3 = 0.	(2.33)
Потери давления на трение
Я = //t + //2,
Н = Н.1 + ![3.
С учетом уравнения для потерь давления можно записать
QL] +QLi =QL+QL
Df 1 Dl 2 Df Df
Взяв полный дифференциал dH и приравняв ее к нулю, полу-
чим
QflxdD, Q^l2dD2 n
Df+1
откуда
(О V(D
l2dD2 = -lxdDA^- \ M-	(2.34)
k У 2 ) ( Ц )
Q^dD, Q^3dD3^
Pf+1 Я3Р+1
откуда
( Q k“ ( Г)
l3dD3 = -lxdDx M-	(2.35)
k Уз J \и\ J
Подставив значения (2.34) и (2.35) в уравнение (2.33), получим
(2.36)
68
Так как Ц  dDr * 0, то из (2.36) можно получить
Я₽+1 _ D2₽+1 Dl+1
~qF~~qT+ Q.3 '
Выполним некоторые промежуточные преобразования:
Тогда
р₽+1	z(p-bi)/p<2«(p+i)/₽
Qa ~K(i Qa//(₽+l)/₽ ” К(> дОМ/Р '
С учетом а - IQa/W+V можно записать для г-го участка:
D М я (₽+!)/₽
Q “	°	'
Подставив значения (2.38) в (2.37), получим
(3+1)/Р	(₽+!)/₽	(₽+!)/₽
Му	м^
яСр+О/р нр+1)/₽ я|₽+1)/₽'
(2.39)
Обозначим (Р + 1)/р = у. Учитывая, что Н2 = Н2, из (2.39)
получим
Нг = Я2 _ Нг + Н2 _ Я
а, / 7	v\1/,y ~	/ Y vV/Y ~ А
1	\а2+а31 а1 + ( й2 + а3 )
(2.40)
где А = +1 а\ + а Л	— характеристика рассмотренной сети.
69
Значения коэффициентов а, Р, у представлены в табл. 2.6.
Таблица 2.6
Значения коэффициентов при расчете оптимальных диаметров
тупиковой газораспределительной сети
Коэффициенты	По СНиП 2.04.08-87*		Gaz de France для всех катего- рий сетей
	Сети высокого и среднего давления	Сети низкого давления	
а	2	1,75	2
р	5,25	4,75	5
а/(Р+1)	0,32	0,30	1/3
г=(Р+1)/р	1,19	1,21	6/5
1/у	0,84	0,83	5/6
2.6.4. Комбинированный метод расчета
тупиковой газораспределительной сети
Комбинированный метод расчета тупиковой газораспредели-
тельной сети заключается в том, что распределение расчетного
перепада давления ведут поочередно методом оптимальных диа-
метров, начиная с главного направления при последовательном
соединении участков и переходя к второстепенным направлениям
с использованием остаточного перепада давления.
2.6.5. Сравнительный анализ методик распределения
расчетного перепада давления
Старый или традиционный метод расчета приводит к посто-
янному гидравлическому уклону вдоль основного направления
движения газа для теоретических диаметров или к некоторой ло-
маной, приближающейся к прямой линии гидравлического укло-
на. Применение этого метода не приводит к минимизации затрат
на строительство сети, а равномерное распределение перепада
давления является лишь ориентиром для проектировщиков.
70
Метод оптимальных диаметров может быть использован для
тупиковой газораспределительной сети любой конфигурации.
При этом оптимизацию ведут одновременно по всем направлени-
ям и тупиковым отводам.
Линия гидравлического уклона при использовании этого метода
будет отличаться от таковой, рассчитанной по старому методу.
Рассмотрим соотношение (2.29)
н, Н2
Представим его в следующем виде
(2.41)
(2.42)
При расчете по старому (традиционному) методу
ст _ Л 2 ст _ Н
К ^2 Л + ^2
Представим соотношения (2.41) и (2.42) на одном графике.
Сравнение показывает, что при использовании метода опти-
мальных диаметров линия гидравлических уклонов представляет
собой ломаную линию, всегда располагающуюся ниже линии гид-
равлических уклонов при традиционном решении.
Отсюда можно сделать следующие практические выводы, ко-
торые необходимо учитывать при традиционном методе решения:
1. Если после выбора стандартных диаметров конечное давле-
ние в конце расчетного направления оказалось существенно боль-
ше минимально допустимого, то можно уменьшить диаметры на
начальных участках рассматриваемого направления.
2. Если после выбора стандартных диаметров конечное
давление в конце расчетного направления оказалось меньше
минимально допустимого, то следует увеличивать диаметры
71
Рис. 2.14. Сравнение распределения расчетного перепада давления
между участками сети при различных методах расчета
на участках, расположенных ближе к концу рассматриваемого
направления.
2.7.	МЕТОД "ПРЕДЕЛЬНОЙ ВЫГОДЫ"
В работе [16] для решения задачи коррекции диаметров был
рекомендован метод "utilite marginale", или метод "предельной вы-
годы, суть которого заключается в следующем.
Очень часто при расчете диаметров участков тупиковой газо-
распределительной сети с применением того или иного метода по-
тери давления по одному или нескольким направлениям могут от-
личаться как в большую, так и в меньшую сторону от расчетного
перепада давления. При этом возникает задача выбора участка, на
котором необходимо либо увеличить, либо уменьшить диаметр до
следующего стандартного.
72
Вводят понятие параметра U ("utilite marginale"), который
вычисляют по формуле
Д5 ’
(2.43)
где ДН—величина приращения потерь давления, положительная
при переходе с большего диаметра на меньший и отрица-
тельная при переходе с меньшего диаметра на больший;
Д5—величина приращения стоимости строительства рас-
сматриваемого участка газопровода, отрицательная при
переходе с большего диаметра на меньший и положи-
тельная при переходе с меньшего диаметра на больший.
При этом могут иметь место два случая:
1)	перепад давления по направлению превышает расчетный
перепад давления. Возникает необходимость увеличения диамет-
ра на одном или нескольких участках. При этом желательно выб-
рать такой участок, при увеличении диаметра которого при наи-
меньшем увеличении стоимости строительства будет быстро
достигнут эффект снижения потерь давления. Другими словами,
следует искать участок, для которого
Д5 => min
-АН => max
U =-----=> max.
Д5
Отсюда следует вывод, что в случае необходимости увеличе-
ния диаметра наименьший ущерб может быть достигнут коррек-
цией в большую сторону диаметра участка, для которого параметр
U является наибольшим на рассматриваемом направлении;
2)	на рассматриваемом направлении имеет место недоисполь-
зование расчетного перепада давления. Появляется возможность
уменьшения диаметра на каком-то участке. При этом, естествен-
но, экономическая выгода от уменьшения диаметра должна быть
как можно большей, а увеличение потерь давления минимальным
с тем, чтобы можно было продолжить уменьшение диаметра на
том же или на другом участке, увеличивая при этом экономиче-
скую выгоду от уменьшения диаметра. Другими словами, во вто-
ром случае следует искать участок, для которого
73
Отсюда следует, что в случае возможности уменьшения диа-
метра наибольшей выгоды можно достичь коррекцией диаметра
участка, для которого параметр U является минимальным на рас-
сматриваемом направлении.
С целью сокращения объема вычислений вместо введения
массива стоимости строительства 1 м длины газопровода для
употребляемых стандартных диаметров может быть принята
зависимость (2.19), с учетом которой стоимость участка сети мо-
жет быть определена как
S = l(a + bD)
С учетом этого выражения, а также обобщенной формулы
(2.20)
Н = к У z
£>₽
можно значительно упростить расчет и оценку параметра U при
применении метода "предельной выгоды".
Действительно, можно записать
v_ АН ~ дН/дР
~ kS~ 8S/5D
Используя описанные выше зависимости, можно показать,
что для расчета и оценки параметра U достаточно использовать
аналитическое выражение вида
Ut=>Q?/D^\	(2.44)
где коэффициенты аир для различных рабочих давлений опреде-
лены в табл. 2.6.
74
2.8.	ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
КОЛЬЦЕВЫХ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ
2.8.1.	Методика расчета кольцевых сетей
В практике проектирования применяют следующую методи-
ку расчета кольцевых сетей:
1)	на основании известных количеств потребляемого газа
и заданной схемы газопроводов вычисляют сосредоточенные
и удельные путевые расходы для всех контуров питания потреби-
телей;
2)	определяют путевые расходы для всех участков сети;
3)	задают начальное распределение потоков в сети. Здесь
отметим лишь главные принципы решения этой задачи. Как уже
отмечалось, в основе распределения потоков лежат требования
надежности, которые определяют выбор направлений движения
газа по участкам сети, а также транзитные расходы.
Из закольцованной сети выбирают главные замкнутые конту-
ры, по которым направляют основные транзитные расходы.
По участкам, представляющим внутренние пересечения этих кон-
туров, транзитные потоки не направляют. Головные участки, при-
мыкающие к точкам питания, должны быть взаимозаменяемыми,
а их расчетные расходы примерно одинаковыми. Точки питания
главных контуров выбирают так, чтобы потоки газа двигались
к потребителям кратчайшим путем, а точки их встречи располага-
лись диаметрально противоположно точкам питания. Такой
принцип построения системы выдержать удается не всегда, осо-
бенно для несимметричных схем. Целесообразно, чтобы один из
контуров объединял точки питания сети;
4)	определяют расчетные расходы газа для всех участков сети;
5)	исходя из заданного перепада давления в сети прежде всего
подбирают диаметры главных контуров. Каждое кольцо этих кон-
туров проектируют с постоянным диаметром или с диаметрами,
близкими по размерам, проверяя при этом полноту использова-
ния расчетного перепада от точки питания до точки встречи пото-
ков. Остальные участки рассчитывают на полное использование
заданного перепада в сети по \p/l = const. Потери давления на
75
местных сопротивлениях обычно оценивают примерно в 10 %
линейных потерь. Выбор диаметров является результатом предва-
рительного гидравлического расчета.
При предварительном расчете не удается удовлетворить вто-
рому закону сетей, т. е. для отдельных замкнутых контуров алгеб-
раическая сумма потерь давления не будет равна нулю. В связи
с этим возникает необходимость в гидравлической увязке сети;
6)	производят окончательный расчет сети, т. е. ее гидравли-
ческую увязку, в результате чего получают окончательное распре-
деление потоков. При этом для всех замкнутых контуров сети
алгебраическая сумма потерь давления будет равна нулю.
2.8.2.	Методика гидравлической увязки кольцевой сети
Рассмотрим методику гидравлической увязки кольцевой
сети. Предположим, что требуется рассчитать кольцевой газопро-
вод, изображенный на рис. 2.15. В процессе предварительного рас-
чета были определены диаметры для всех участков сети, однако
алгебраические суммы потерь давления как для первого, так и для
второго колец оказались не равными нулю. Таким образом, после
предварительного расчета первое кольцо имеет гидравлическую
невязку Apj, а второе — Дря.
Предположим, что все участки сети работают в области гид-
Рис. 2.15. Схема кольцевой сети
76
авлически гладких труб, а потери давления в них определяются
р
уравнением
Др = а(21,75.
Таким образом, в результате предварительного расчета мож-
но записать следующие уравнения:
( Apj + Др2) - (Арз + Др4 ) = £ Др = Др/;
I
(\р3 + Др5 ) - (Др6 + Др7 ) = £ Др = Дрп;
и
или
«121175+«2е275 -«з<2Г5-«М75=Ар/ ] z24Tt
«3еГ5 + «5<5 - «6QF5 - «7Q775 =	j
Для того чтобы сеть с принятыми диаметрами удовлетворяла
второму закону Кирхгофа, нужно произвести такое перераспреде-
ление транзитных расходов, в результате которого гидравличе-
ские невязки во всех кольцах превратятся в нуль или окажутся за
пределами точности расчета. Чтобы не нарушить равновесие рас-
ходов в узлах (первый закон сетей), пользуются следующим при-
емом: вводят круговые поправочные расходы во все элементарные
кольца. Величины этих расходов принимают такими, чтобы лик-
видировать невязки в кольцах. Основы этого метода разработаны
проф. В. Г. Лобачевым и X. Кроссом.
Рассмотрим методику увязки сети, построенную на принципе
последовательных приближений.
Предположим, что в кольца I и II рассматриваемого примера
введены поправочные расходы AQj и ДQjj, в результате чего невяз-
ка в кольцах превратилась в нуль. При этом предполагаем, что
введение поправочных расходов не изменяет гидравлического ре-
жима работы отдельных участков. Таким образом, уравнения
(2.45) примут вид:
77
«1 (Qi + AQ7 )175 + a2(Q2 + AQ7 )175 - a3 (Q3 - AQj + AQ77 )V5 -
-MQ4-AQ/)1’75 =0;
«3 (Q3 + AQtf - AQ7 )!’75 + a5 (Q5 + AQn )t75 - a6 (Q, - AQ77 )1>75
~а7^Ол ~ AQU) -0
(246)
Выражения типа (Q ± AQ)1,75 раскладываем в ряд Маклорена
и, ввиду малости AQ по отношению к Q, ограничиваемся только
первыми двумя членами. Такое допущение обеспечивает доста-
точную точность расчета поправочных расходов только при отно-
сительно малых их значениях:
(Q ± AQ)175 = Q1’75 ± 1,75Q°’75AQ.
(Q ± AQj + А<2Я )1,75 = Q1’75 ± 1,75Q°>75AQ7 + l^Q^AQjj. (Z47)
Если подставить уравнения (2.47) в уравнения (2.46) и произ-
вести группировку отдельных членов, то можно получить следую-
щие выражения:
(«Д'75 + «2^275 - «зОз75 - «/Д’75) +
+1,75(й1 Q?’75 +«2Q20'75 +«зЙз’75 +«4QF ’)AQ7 -
-l,75fl3Q3’75AQ77 =0
(а^75^5’75-а6^75-а^75) +
+l,75(a3Q30-75 +«5Q5°>75 +й6(260’75 +a7Q^75)AQ/I -
-1,75йз230’75А(27=0
Выражения в первых скобках представляют собой невязки
в кольцах и соответственно равны ^Ар и Ар — см. уравнения
I и
(2.43).
78
Выражения во вторых скобках можно представить в виде
W’75=X
flQ1’75
Q
Ар
Учитывая изложенное, получим:
£Ар+1,75£^А&-1,75^-Аея = ();
1	I U	Цз
2>+l,75S^e;; -1,75^Л(2; = 0.	(2'48)
п	п	Уз
Уравнения (2.48) представляют собой систему уравнений
первой степени, решив которую можно определить поправочные
расходы. Число уравнений равно числу неизвестных. Для реше-
ния этой системы удобнее всего воспользоваться методом после-
довательных приближений.
Порядок решения следующий:
	ЕАр	Aft о
А<2/=-	I	 1,75^— iQ	+ _&L-AQ1i; у Ар iQ
	ЕАр	крз Г)
AQn =	II 1,75^— п Q	И й
(2.49)
Первый член уравнений (2.49) представляет собой часть по-
правки, полученную без учета влияния поправочных расходов со-
седних колец, а второй член учитывает влияние поправочных рас-
ходов в соседних кольцах на рассчитываемое кольцо. Первый
член уравнений является первым приближением решения.
Или в общем виде для любого кольца первое приближение ре-
шения равно:
79
(2.50)
Каждое последующее приближение будет состоять из преды-
дущего приближения плюс дополнительный член, уточняющий
решение. Это уточнение, считая, что каждое кольцо имеет
несколько общих участков с соседними кольцами, представляют
в виде
Ар
(2.51)
По уравнению (2.51) вычисляют |	| для участков, имею-
щих соседние кольца, a AQ'C к является первым приближенным
значением поправочных расходов в этих соседних кольцах. Если
же полученный по уравнению (2.51) дополнительный член реше-
ния AQ”CK подставить в это уравнение вместо AQcK, то получится
третий член решения AQ"'. Таким образом, решение можно пред-
ставить в виде двух членов AQ = AQ'+ AQ", в виде трех членов
AQ = AQ’+ AQ"+ AQ'" и, наконец, в виде бесконечного ряда. Осо-
бенность этой методики заключается в том, что сначала находят
первые приближения решений сразу для всех уравнений, затем,
используя эти приближения, рассчитывают уточнения опять сра-
зу для всех уравнений и т. д. При таком методе решение системы
уравнений облегчается и получается достаточно точным.
Для практических целей при расчете кольцевых газопроводов
можно ограничиться вторым приближением решения, т. е. попра-
вочным расходом, состоящим из двух членов, где первый член AQ'
учитывает невязку в своем кольце, а второй AQ" — невязку в со-
седних кольцах, т. е.
80
AQ=AQ' + AQ".	(2.52)
При определении знака поправочного расхода необходимо
учитывать следующее:
Ар ( Ар
—	выражения типа —- или — всегда положительные;
\ J v с к
—	знак выражения ZAp определяют расчетом (считая, например,
направление движения газа по часовой стрелке положительным);
—	знак AQ' противоположен знаку SAp.
После расчета круговых поправочных расходов для всех
колец определяют поправочные расходы и новые расчетные рас-
ходы для всех участков. Для участков, не имеющих соседних ко-
лец, поправочные расходы будут равны: AQ^ = AQ^, а новые рас-
четные расходы
Онов.расч = Q+AQy4.
Для участков, имеющих соседние кольца, поправочные расхо-
ды будут равны:
Qy^QK-AQcK,
а новые расчетные расходы
Онов расч — Q + АОуч ~~ AQk — AQ,. к,
где Ок — поправочный расход в кольце;
О-к —поправочный расход в соседнем кольце, который при-
бавляют к расходу на участке с обратным знаком.
Для газопроводов среднего и высокого давления формула
гидравлического сопротивления имеет вид
p^-p£ = aQ2,	(2.53)
где Рц — Рк — разность квадратов давлений в начале и конце уча-
стка газопровода. В дальнейшем эту разность будем
обозначать Sp = рн _ Рк >
81
a — сопротивление трубы;
Q—расход газа.
Используя методику, аналогичную примененной для газопро-
водов низкого давления, можно получить следующую формулу
для определения круговых поправочных расходов при среднем
или высоком давлении газа:
AQ=AQ’ + AQ",
или
(2.54)
Правило знаков остается то же.
82
ГЛАВА 3
РЕГУЛЯТОРЫ ДАВЛЕНИЯ
3.1. РЕГУЛИРОВАНИЕ ДАВЛЕНИЯ ГАЗА.
КЛАССИФИКАЦИЯ РЕГУЛЯТОРОВ ДАВЛЕНИЯ
Управление гидравлическим режимом работы системы газо-
снабжения осуществляют с помощью регуляторов давления, с по-
мощью которых автоматически поддерживают постоянное давле-
ние в точке отбора импульса независимо от интенсивности по-
требления газа. При регулировании давления происходит сниже-
ние начального, более высокого, до конечного (более низкого).
Автоматический регулятор давления состоит из регулирую-
щего и реагирующего устройства. Основной частью реагирующе-
го устройства является чувствительный элемент (мембрана),
а основной частью регулирующего устройства — регулирующий
орган (у регуляторов давления дроссельный орган). Чувствитель-
ный элемент и регулирующий орган соединяют между собой ис-
полнительной связью.
На рис. 3.1 показаны схема регулятора давления и условно га-
зовая сеть, которая является объектом регулирования. Давление
до регулятора обозначено через pt, давление после регулятора —
через р2. Регулируемым параметром является давление р2. При
установившейся работе системы количество газа в газовой сети М
остается постоянным, а приток газа Ма равен количеству отбирае-
мого газа, т. е. его стоку Мс. Следовательно, условием равновесия
системы является равенство Мп = Мс, при этом регулируемый
параметр сохраняет постоянное значение р2 = const. Если равно-
весие притока и стока будет нарушено, например, вследствие из-
менения режима потребления, т. е. Мп Мс, тогда будет изменять-
ся и регулируемое давление р2.
Регулятор давления будет находиться в равновесии, если ал-
83
2
Рис. 3.1. Схема регулятора давления:
7 — регулирующий (дроссельный) орган; 2 — мембранно-грузовой при-
вод; 3 — импульсная трубка; 4 - объект регулирования — газовая сеть
гебраическая сумма сил, действующих на клапан, равна нулю (т. е.
силы, действующие на клапан, сбалансированы = 0). В этом
случае регулятор будет пропускать в объект постоянное количе-
ство газа Ми = const. Если баланс сил нарушается, т. е. * 0, то
клапан перемещается в сторону действия больших сил, изменяя
приток газа Ма.
Таким образом, равновесие объекта обеспечивают условием
Л1П = Мс, а равновесие регулятора — условием l,Nt = 0.
Рассмотрев условия равновесия объекта и регулятора, про-
следим процесс регулирования во времени.
Предположим, что объект и регулятор находятся в равнове-
сии. В момент т0 (рис. 3.2) резко увеличилось потребление газа
(включился крупный потребитель, Мс стало больше ЛГП). Равнове-
сие объекта нарушилось, отбор газа стал больше его поступления
в сеть, давление р2 и в сети понизилось. С уменьшением давления
р2 нарушился баланс сил, действующих на клапан, и под действи-
ем груза клапан стал опускаться, увеличивая приток газа в сеть
(см. кривые изменения притока и давления газа р2 за четверть пе-
риода - т0 на рис. 3.2).
К моменту приток стал равным стоку и объект снова при-
шел в равновесие. Но за время Tj - т0 сток газа был больше его
84
Рис. 3.2. График астатического регулирования при отсутствии само-
выравнивания
притока, и количество газа в сети все время уменьшалось, а давле-
ние р2 падало.
Количество газа, отобранного из трубопровода за время
Т1 ~ го> равно площади I (см. рис. 3.2). В момент давление газа/э2
перестает падать, но остается ниже давления р02, на которое
настроен регулятор и при котором он находится в равновесии.
Поэтому несмотря на то что объект пришел в равновесие, регуля-
тор продолжает работать: его клапан открывается, приток газа
увеличивается и становится больше стока. В результате регулятор
выводит объект из равновесия. За вторую четверть периода т2 -
приток все время превосходит сток, количество газа в газопроводе
увеличивается и его давление растет. Наконец, в момент т2 убыль
газа за первую четверть периода полностью компенсирована его
дополнительной подачей и давление газа р2 становится равным
85
давлению, на которое настроен регулятор. Регулятор приходит
в равновесие, но в этот момент приток больше стока (Мп > Л/с),
объект не находится в равновесии, давление газа/?2 превышает
давление настройки регулятора и объект выводит его из равнове-
сия. Клапан регулятора изменяет направление движения на об-
ратное и начинает закрываться.
С момента т2 процесс регулирования повторяется, но в проти-
воположном направлении. Таким образом, если регулятор на-
строен на определенное давление />02 и действующий импульс на
регулятор пропорционален отклонению р2 от процесс регулиро-
вания представляет собой периодический незатухающий процесс.
Регуляторы, работающие по рассмотренному принципу, на-
зываются астатическими. Эти регуляторы после возмущения
приводят регулируемое давление к заданному значению незави-
симо от величины нагрузки и положения регулирующего органа.
Таким образом, равновесие системы при астатическом регулиро-
вании может наступить только при заданном значении регулируе-
мого параметра, причем регулирующий орган может занимать лю-
бое положение.
Зона нечувствительности, люфты, трение в сочленениях
и другие конструктивные недостатки регуляторов могут привести
к тому, что колебательный процесс регулирования станет расхо-
дящимся, а регулирование — неустойчивым. Для стабилизации
процесса, т. е. превращения его в затухающий, в регулятор вводят
стабилизирующие устройства, в частности, жесткую обратную
связь. Такое регулирование называют статическим.
Регуляторы этого типа характеризуются тем, что значение ре-
гулируемого давления при равновесии системы зависит не только
от задания (настройки регулятора), но и от нагрузки или от поло-
жения регулирующего органа. Каждому значению регулируемого
параметра соответствует одно определенное положение регулиру-
ющего органа. При статическом регулировании равновесное зна-
чение регулируемого давления всегда отличается от заданной ве-
личины, и только при номинальной нагрузке фактическое давле-
ние становится равным номинальному значению. Таким образом,
статические регуляторы характеризуются неравномерностью, под
которой понимают величину изменения регулируемого парамет-
86
ра, необходимую для перестановки регулирующего органа из од-
ного крайнего положения в другое.
Если груз у регулятора заменить пружиной, как это показано
на рис. 3.3, то регулятор станет статическим, а пружина будет ста-
билизирующим устройством.
Усилие, развиваемое пружиной, пропорционально ее дефор-
мации. Когда клапан находится в крайнем верхнем положении
(закрыт, Мп = 0), пружина приобретает наибольшую степень сжа-
тия и р2 становится максимальным. При полностью открытом
клапане (Мп = ЛР1^0) р2 уменьшается до минимального значения
(рис. 3.4, б).
Рассмотрим процесс регулирования, протекающий во вре-
мени. Предположим, что до времени т0 система (объект — регуля-
тор) находилась в равновесии. В момент т0 резко возрос сток газа.
Давление в объекте стало падать (см. рис. 3.4, а), но с увеличением
расхода понизилось также и давление, на которое настроен регу-
лятор (см. рис. 3.4, б), и в момент 2 объект и регулятор снова вош-
ли в равновесие. Таким образом, переходный процесс превратил-
ся из колебательного в апериодический. Статическая характери-
стика, изображенная на рис. 3.4, б, является очень крутой, а ее не-
равномерность Ар составляет большую величину.
Рис. 3.3. Статический регулятор давления:
1 — регулирующий (дроссельный) орган; 2 — мембранно-пружинный
привод; 3 — импульсная трубка; 4 — объект регулирования — газовая сеть
87
Рис. 3.4. График статического регулирования при отсутствии самовы-
равнивания:
а — график регулирования; б — статическая характеристика регулятора
Обычно регуляторы конструируют с небольшой неравномер-
ностью. В таком случае процесс регулирования будет не аперио-
дическим, а колебательным (затухающим).
Регуляторы давления бывают: прямого и непрямого дей-
ствия, а также промежуточного типа.
У регуляторов прямого действия регулирующий орган (кла-
пан) перемещается усилием, возникающим в его чувствительном
элементе (мембране) без использования энергии от постороннего
источника. У таких регуляторов силовой элемент привода являет-
ся одновременно и чувствительным элементом. Регуляторы пря-
мого действия не имеют усилителей. Они просты по конструкции,
надежны в работе и нашли широкое применение в системах газо-
снабжения.
У регуляторов непрямого действия усилие, возникающее
в чувствительном элементе, приводит в действие управляющий
88
элемент, который открывает доступ энергии постороннего источ-
ника (сжатого воздуха, газа и др.) в сервомотор, а последний раз-
вивает усилие, необходимое для перемещения регулирующего
органа. Регуляторы этого типа всегда содержат один или несколь-
ко усилителей.
Регуляторы промежуточного типа имеют усилители, но для
перестановки регулирующего органа используют энергию регули-
руемой среды.
Если давление газа регулируется после регулятора, то регуля-
тор называется "после себя"; если регулируется давление до регу-
лятора, то регулятор называется "до себя". Для регулирования
давления газа в городских системах газоснабжения применяют
регуляторы "после себя".
3.2. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
РЕГУЛЯТОРОВ ДАВЛЕНИЯ ГАЗА
Для поддержания давления на заданном уровне на ГРС уста-
навливают автоматические регуляторы. По способу действия их
делят на регуляторы прямого и непрямого действия.
Регуляторы состоят из регулирующего клапана, чувствитель-
ного и управляющего элементов. Конструкция регуляторов дав-
ления газа должна отвечать следующим требованиям:
—	регуляторы давления должны обеспечивать устойчивость
процесса регулирования, при котором выходное давление совер-
шает затухающие или незатухающие колебания с постоянной
малой амплитудой, и обладать определенной степенью неравно-
мерности (отношение разности между максимальным и мини-
мальным выходным давлением к среднему), зависящей от конст-
руктивных особенностей, определяющих их статическую характе-
ристику;
—	колебания регулируемого выходного давления газа (после
регулятора) не должны превышать ±10 % без перенастройки при
изменении расхода газа во всем диапазоне регулирования, а коле-
бания входного давления (до регулятора) — на ±25 %;
—	минимальный регулируемый расход газа для односедель-
89
ных клапанов должен быть не более 2 %, а для двухседельных кла-
панов не более 4 % максимального расхода;
—	относительная нерегулируемая протечка газа через закры-
тые затворы двухседельных клапанов допускается не более 0,1 %
максимального расхода, для односедельного клапана протечка не
допускается;
—	регуляторы давления необходимо поставлять со сменными
пружинами или грузами, обеспечивающими настройку выходного
давления в пределах заданного диапазона, и, по требованию заказ-
чика, со сменными клапанами и седлами, допускающими измене-
ние настройки регулятора по пропускной способности в пределах
заданного диапазона;
—	регуляторы должны быть по возможности просты и надеж-
ны в эксплуатации (указанным требованиям в основном отвечают
регуляторы прямого действия, получившие наибольшее распрост-
ранение, хотя по точности регулирования они уступают регулято-
рам непрямого действия).
Основной регулятор давления следует выбирать по макси-
мальному расчетному расходу газа потребителями и требуемому
перепаду давления при редуцировании. Пропускную способность
регулятора давления следует принимать на 15-20 % больше мак-
симального расчетного расхода газа.
На ГРС часто применяют регуляторы давления прямого дей-
ствия типа РД. Они просты в обслуживании и надежны в эксплуа-
тации. Регулятор давления прямого действия представляет собой
дроссельное устройство, приводимое в движение мембраной, на-
ходящейся под воздействием регулируемого давления. Всякое из-
менение регулируемого давления газа вызывает перемещение
мембраны, а вместе с ней и изменение проходного сечения дрос-
сельного устройства, что влечет за собой уменьшение или увели-
чение количества газа, протекающего через регулятор.
Таким образом обеспечивается постоянство давления на за-
данном уровне. Регуляторы этого типа изготавливают в следую-
щих модификациях, различающихся условным диаметром:
РД-50-64, РД-80-64, РД-100-64, РД-150-64 и др.
Регуляторы пригодны для одноступенчатого редуцирования
с подогревом газа в теплообменниках. Устройство регулятора
90
представлено на рис. 3.5. Регулятор состоит из двух основных час-
тей’ дроссельного устройства (регулирующего клапана) и мемб-
ранного привода. Мембранный привод состоит из резиновой мем-
браны 8 с двумя дисками 7. Мембрана жестко соединена штоком 6
с клапаном 3. Мембрана разделяет мембранный привод на две
камеры — надмембранную и подмембранную. В надмембранную
камеру подводят газ с постоянным заданным давлением, подмемб-
ранная камера сообщается с трубопроводом выходной стороны
регулятора. Газ отбирается из трубопровода со стороны высокого
давления, которое снижается при помощи редуктора до заданной
величины. Дроссельное устройство регулятора, разгруженное
Рис. 3.5. Регулятор давления газа прямого действия типа РД
91
высоким давлением, состоит из корпуса 5, седел 1 и 4 и клапана 3
Последний снабжен резиновым уплотнителем 2, обеспечиваю-
щим герметичное перекрытие проходного сечения клапана в слу-
чае прекращения расхода газа при работе регулятора. В дроссель-
ном устройстве газ проходит через кольцевой зазор, образующий-
ся между седлом 4 и клапаном 3. Мембранный привод 7 и ниж-
нюю крышку регулятора крепят к корпусу 5 при помощи шпилек
с гайками. Процесс регулирования давления протекает следую-
щим образом. При повышении или понижении регулируемого
давления нарушается равновесие сил на мембране, которая будет
перемещаться, изменяя положение клапана до тех пор, пока не на-
ступит равновесие сил, действующих на мембрану снизу и сверху
Таким образом, в зависимости от положения клапана будет изме-
няться количество протекающего через регулятор газа, благодаря
чему и поддерживается заданное давление на выходе. Чтобы по-
лучить на выходе регулятора иное давление, необходимо устано-
вить соответствующее постоянное давление в надмембранной ка-
мере (камере задания), используя задатчик давления 9.
Регуляторы типа РД монтируют мембранным приводом
вверх (рис. 3.6) между двумя отключающими кранами или зад-
вижками 1. Расстояние между регулятором и входным краном
должно быть не менее пяти диаметров, а между регулятором и вы-
ходным краном — не менее 10 диаметров трубы. Давление задания
регулятора 6 поддерживают редуктором 3. Газ к редуктору посту-
пает от входного трубопровода. Давление после редуктора конт-
ролируют манометром 4, который устанавливают на крыше мемб-
ранного привода. Выходное давление после регулятора контроли-
руют манометром 5, установленным на импульсном трубопрово-
де. Газ поступает в редуктор, предварительно пройдя осушитель 2.
Регулятор типа РД работает бесперебойно в течение 3-6 мес без
наблюдения и ухода. В качестве задатчика давления можно ис-
пользовать пружинную нагрузку.
Регуляторы давления прямого действия с пружинной нагруз-
кой разработаны и выпускаются как с односедельным, так
и с двухседельным дросселирующими органами. Такие регулято-
ры просты по конструкции и надежны в работе, поэтому находят
применение на различных газорегуляторных пунктах (рис. 3.7).
92
3
Рис. 3.6. Схема установки регулятора типа РД
Рис. 3.7. Принципиальная схема регулятора давления прямого дей-
ствия с пружинной нагрузкой и односедельным затвором
Передача усилия от мембраны на затвор осуществляется посред-
ством рычажной передачи с рычагом 2 на оси 1.
Регулятор работает следующим образом. Когда усилие на
мембране 4 от действия выходного давления рк больше усилия
93
пружины 5, т. е. выходное давление рк больше заданного, устаиан-
ливаемого регулировочным винтом задатчика давления 6, мемб-
рана 4 прогибается вверх, прикрывая затвор 8. При этом расход
газа через регулятор уменьшается, что приводит к снижению дав.
ления рк. При равенстве этих усилий на мембране 4 перемещение
затвора прекращается и устанавливается требуемый расход газа
через регулятор. Если давление становится меньше заданного,
пружина 5 приоткрывает затвор, что приводит к увеличению
расхода газа через регулятор и соответствующему повышению
давления рк. При достижении равенства усилия от действия
давления рк и усилия пружины затвор установится в определен-
ном положении относительно седла затвора 9, обеспечивая про-
пуск необходимого расхода газа, при котором выходное давление
рк станет равным заданному настройкой пружины 5. Мембрана
и затвор делят корпус регулятора 3 на четыре камеры: А, Б, В и Г,
при этом камера А находится под входным давлением, Б и Г —
соединены между собой каналом 7 и имеют выходное давление,
В — соединена с атмосферой.
Все большее распространение на ГРС получают прямоточные
регуляторы типа РДПР-3 (рис. 3.8). Регуляторы давления этого
типа устанавливают только на прямолинейном участке газопро-
вода между двумя запорными устройствами таким образом, чтобы
направление стрелки на табличке регулятора совпадало с направ-
лением потока газа с обеспечением полной герметичности флан-
цевых соединений исполнительного устройства с газопроводом.
Регулятор состоит: из прямоточного регулирующего органа; мем-
бранного привода, имеющего мембрану 1, заключенную между
правым 2 и левым 4 фланцами; диска мембраны У5 и задающего
устройства в виде герметичной емкости И, снабженной перепуск-
ным запорным клапаном 7. Прямоточный регулирующий орган
имеет подвижной затвор 5 и неподвижное седло 6, укрепленное на
ребрах с уплотнительной прокладкой 14. Перепускной запорный
клапан 7 предназначен для впуска, выпуска и плотного запирания
газа в емкости 13. Он состоит из корпуса 8, плунжера 10 с канала-
ми для прохода газа, колпака 9, рукоятки управления 12 и мано-
метра 11. При необходимости повышения давления рзад рукоятка
12 переводится в верхнее положение, при переводе вниз давление
94
сл
Рис. 3.8. Регулятор давления РДПР-3
рзая снижается. В среднем фиксированном положении рукоятки
газ в емкости 13 плотно заперт при фиксированном дзад.
Принцип действия регулятора заключается в поддержании
равновесия сил, действующих на мембрану 1 привода регулятора.
Изменение соотношения этих сил меняет положение регулирую-
щего органа до восстановления их равновесия. Силы, действую-
щие на мембрану регулятора, создаются давлением рзад газа, про-
ходящего по трубопроводу обвязки 3 из емкости задающего уст-
ройства, и давлением рк газа с выхода ГРС. При равенстве выход-
ного и задающего давлений мембрана 1 находится в среднем
положении, регулирующий орган — в положении, обеспечиваю-
щем заданный расход газа. В случае уменьшения выходного дав-
ления сила, действующая на мембрану 1 со стороны давления за-
дания, становится больше силы, действующей со стороны выход-
ного давления, и затвор 5 переместится в сторону камеры выход-
ного давления, вследствие чего проходное сечение между затво-
ром 6 и седлом 5 увеличивается. Давление за регулятором повышает-
ся. При увеличении регулируемого давления выше заданного силы,
действующие на мембрану со стороны камеры выходного давления,
становятся больше силы, действующей со стороны давления зада-
ния, и затвор перекрывает проходное сечение регулирующего органа.
Регуляторы непрямого действия типа РДУ состоят (рис. 3.9)
из исполнительного устройства 3, усилителя рассогласования 1,
редуктора перепада давления 2. Исполнительные устройства
регуляторов всех типоразмеров конструктивно подобны и отли-
чаются друг от друга только размерами, усилитель и редуктор
перепада давления одинаковы.
Прямоточные регуляторы давления непрямого действия
с эластичной цилиндрической манжетой выгодно отличаются от
других регуляторов высокой надежностью и точностью регулиро-
вания давления, малыми вибрациями дросселирующего органа
и низким уровнем шумов (рис. 3.10).
Регулятор давления газа с эластичной манжетой работает сле-
дующим образом. В исходном состоянии при отсутствии давле-
ния газа на входе регулятора камера А отделена от камеры Г ис-
полнительным устройством 1 с перегородкой 15 и эластичной
манжетой 16. При подаче давления рн на вход регулятора манже-
96
Рис. 3.9. Общий вид регулятора давления газа типа РДУ
Рис. 3.10. Принципиальная схема прямоточного регулятора давления
непрямого действия с эластичной цилиндрической манжетой
97
4 187
та 16 под действием этого давления отжимается до крайнего откры-
того положения, при котором кольцевой зазор между выступом 12 ц
манжетой наибольший. Через образовавшийся зазор газ со входа по-
ступает в выходную линию, в результате чего давление в ней интен-
сивно возрастает. Это давление поступает помимо нагрузки регуля-
тора также в камеру Б пилота 3 и воздействует на мембрану 5.
После того как давление рк в выходной линии возрастет на-
столько, что усилие на мембране 5 превысит усилие пружины 4,
мембрана 5 начнет с помощью подвижного штока 6 перемещаться
по направлению к клапану 8. При этом открывается входное седло
клапана 7. Давление рн из входной линии регулятора через откры-
тое седло 7 проходит в межкамерную камеру В пилота: управляю-
щее давление р^„ поступает в управляющую камеру Д исполни-
тельного устройства. Управляющее давление по мере увеличения
уменьшает зазор между манжетой 16 м выступом 12 цилиндра 10
и ограничивает поступление газа в выходную линию регулятора.
Процесс нарастания давления в выходной линии стабилизирует-
ся, когда наступит такое состояние элементов устройства, при ко-
тором усилие, развиваемое мембраной 5 пилота под воздействием
выходного давления рк, будет равно усилию пружины 4, а управ-
ляющее давление РзаД в камере Д исполнительного устройства ста-
нет таким, что количество газа, проходящего через кольцевой за-
зор под манжетой 16, будет равно количеству газа, потребляемого
нагрузкой регулятора (потребителями). В случае изменения отбо-
ра газа потребителями изменяется выходное давление рк. Это
приводит к перемещению мембраны 5 пилота 3, изменению степе-
ни открытия входного 7 и сбросного 9 седел пилота, изменению
управляющего давления/>зад в камере Д исполнительного устрой-
ства и соответственно к изменению кольцевого зазора под его
манжетой. В результате будет восстановлено заданное значение
выходного давления рк. Так, при увеличении отбора газа потреби-
телями выходное давление рк снижается, управляющее давление
Рзад также снижается, а рабочий зазор в исполнительном устрой-
стве увеличивается. Необходимое значение выходного давления
регулятора определяется натяжением рабочей пружины 4 пилота.
Натяжение пружины 4, соответствующее заданному значению
выходного давления рк регулятора, устанавливается с помощью
98
егулировочного винта 2. Причем при уменьшении рабочей дли-
ны пружины 4 выходное давление регулятора увеличивается,
л наоборот. По условиям работы рассматриваемого регулятора
значение управляющего давления должно лежать в пределах
РК^зад^Н-
Достоинством рассматриваемого регулятора является то, что
управляющее устройство (пилот) при своей работе не имеет
постоянного сброса газа в атмосферу, так как сброс питающего
газа из пилота производится в выходной трубопровод регулятора
с выходным давлениемрк, более низким, чем/?н.
Регуляторы давления РДУК-2, разработанные институтом
Мосгазопроект, состоят из следующих основных элементов
(рис. 3.11): регулирующего клапана с мембранным приводом,
Рис. 3.11. Схема регулятора давления РДУК-2:
1 — исполнительный механизм; 2 — регулятор управления (пилот);
Зтл4 клапан и мембрана исполнительного механизма; 5 и 6 — клапан
и мембрана регулятора управления; 7 — винт для настройки регулятора
управления; 8 — импульсная трубка; 9 — трубка для подачи газа началь-
ного давления; 10 — трубка для сброса газа после регулятора управления;
11 — дроссель; 12 — трубка, соединяющая командный прибор с дросселем;
13 - трубка, передающая командное давление рх исполнительному меха-
низму; 14 — трубка, соединяющая надмембранную зону исполнительного
механизма с газопроводом после регулятора
99
представляющего собой исполнительный механизм; регулятора
управления; дросселей и соединительных трубок.
Регулятор работает следующим образом. Газ высокого или
среднего давления из надклапанной камеры исполнительного ме-
ханизма 1 поступает в регулятор управления 2. Пройдя клапан 5
регулятора управления, газ движется по трубке 12, проходит че-
рез дроссель 11 и поступает в газопровод после регулирующего
клапана. Клапан 5 регулятора управления 2, дроссель 11 и трубки
9, 12 и 10 представляют собой исполнительное устройство дрос-
сельного типа. Газ поступает в регулятор управления с давлением
рх, после дросселя переменного сечения (клапан 5) давление ста-
новится равным рх, а после дросселя постоянного сечения 11 —
равным р2. Давлением рх регулируется работа исполнительного
механизма и в зависимости от положения клапана 5 давление рх
может меняться от давления р2 (клапан 5 открыт) до максималь-
ной величины (клапан 5 полностью открыт), зависящей от отно-
шения площади открытого клапана 5 к сечению дросселя 11.
Таким образом, импульс конечного давления, воспринимаемый
командным прибором, усиливается дроссельным устройством,
трансформируется в командное давление рх и передается в трубку
13 в подмембранную зону исполнительного механизма, переме-
щая соответствующим образом регулирующий клапан. В резуль-
тате этого перестановочная сила, развиваемая мембраной, изме-
няется и клапан 3 перемещается в соответствии с изменившимся
расходом газа. Например, если расход газа уменьшился, давление
газа за регулятором увеличилось, то клапан регулятора управле-
ния, соединенный с газопроводом импульсной трубкой 8, прикро-
ется, давление рх в подмембранной полости исполнительного ме-
ханизма уменьшится, регулирующий клапан 3 опустится и давление
после регулятора снизится. Надмембранная зона исполнительного
механизма соединена трубкой 14 с газопроводом после регулятора,
поэтому в ней всегда поддерживается конечное давление.
На рис. 3.12 показана конструкция регулятора давления
РДУК-2. Газ высокого давления до поступления в регулятор
управления при движении из камеры А в камеру Е проходит через
фильтр, что улучшает условия работы регулятора управления.
После регулятора управления газ по трубке 4 поступает в под-
100
Рис. 3.12. Регулятор давления РДУК-2:
а — регулятор давления с регулятором управления; б разрез регулятора
давления РДУК-2; в — регулятор управления КН-2; 1 — исполнительный
механизм регуляторов; 2 — регулятор управления; 4,5,8 — соединитель-
ные трубки; 6, 11 — дроссели; 7 ~~ импульсная трубка; 9 — газопровод
после регулятора; 10 регулировочная пружина
мембранную зону Г исполнительного механизма и далее по трубке
5 выбрасывается в камеру Б после регулирующего клапана, пред-
варительно пройдя через дроссель усилительного устройства 6.
На пути движения газа перед исполнительным механизмом уста-
101
навливают дроссель 11, с помощью которого ограничивают верх-
ний предел давления в камере Г. Мембрана исполнительного ме-
ханизма по периферии зажата между корпусом и крышкой мемб-
ранной коробки, а в центре — между плоским и чашеобразным
дисками. Чашеобразный диск опирается в проточку, имеющуюся
в крышке. Это обеспечивает центрирование мембраны между ее
зажимом. Настройка регулятора на заданное давление произво-
дится пружиной 10.
Регуляторы РДУК рассчитаны на выходное давление до
1,2 МПа. Давление газа на выходе из регулятора зависит от при-
меняемого регулятора управления. Если используется регулятор
управления КН-2, то конечное давление может изменяться от
0,0005 до 0,06 МПа. Если регулирующий клапан комплектуется
с командным прибором КВ-2, то конечное давление может быть
от 0,05 до 0,6 МПа. Пропускная способность регуляторов РДУК
при плотности газа 0,73 кг/м3, перепаде давления на клапане
А = 0,1 МПа и конечном давлении р2 = 3000 кПа в зависимости
от диаметра колеблется от 900 до 12500 м3/ч.
3.3. РАСЧЕТ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ
РЕГУЛЯТОРОВ ДАВЛЕНИЯ
При движении через дроссельный орган поток газа преодоле-
вает гидравлическое сопротивление, в результате чего уменьшает-
ся его статическое давление. Потери давления вызываются неод-
нократным изменением направления движения сужением потока
при проходе через седло клапана и трением. При небольшом пере-
паде давления на клапане изменением плотности газа можно пре-
небречь и рассматривать его как несжимаемую жидкость. В этом
случае перепад давления полностью определяется гидравличе-
ским сопротивлением дроссельного органа, а коэффициент гидрав-
лического сопротивления открытого клапана данной конструкции
при турбулентном режиме является величиной постоянной.
Если перепад давления значительный, то следует учитывать
изменение плотности газа. С уменьшением давления объем газа
будет увеличиваться и на его проталкивание необходимо затрачи-
102
вать дополнительную энергию. С изменением давления изменит-
ся также температура газа, что приведет к теплообмену между по-
током газа и ограничивающими его стенками.
Таким образом, движение газа через дроссельный орган пред-
ставляет весьма сложный физический процесс и при расчете про-
пускной способности клапанов приходится исходить из упрощен-
ной физической модели.
Обычно при расчете пропускной способности регулирующего
клапана проводят аналогию между движением газа через него
и истечением из отверстия. Эта аналогия весьма приближенная по
следующим причинам. Во-первых, многие клапаны выпускают
с площадью прохода в седле, равной площади присоединительно-
го патрубка. Во-вторых, при истечении из отверстия газ попадает
в неограниченный объем, а при движении через регулирующий
дроссельный орган — в трубопровод. В связи с этим в результате
стабилизации потока давление в трубопроводе возрастает. Нако-
нец, несмотря на то что основной перепад давления, а следова-
тельно, и основное гидравлическое сопротивление регулятора
приходятся на регулирующий орган, определенная часть давле-
ния теряется в корпусе и при полностью открытом клапане может
составлять значительную долю общего перепада давления.
Отмеченные отклонения действительного движения газа
через дроссельный орган от истечения из отверстия компенсиру-
ются экспериментальным коэффициентом, вводимым в расчет-
ную зависимость. В этом случае точность расчета будет зависеть
от того, насколько удачно выбран метод корректировки расчета,
основанный на эксперименте. Вместе с тем расчет регулирующего
клапана по формуле истечения позволяет исходя из теоретиче-
ских соображений приближенно определить коэффициент, учи-
тывающий расширение газа.
При малых перепадах давления на регуляторах пренебрегают
Др
сжимаемостью газа. Если —<0,08, то ошибка не будет превы-
шать 2,5 %.
Лр
При —>0,08 следует учитывать сжимаемость газа, где Др —
Рх „
перепад давлении на регуляторе, a.pi~ давление газа до регулятора.
103
Определим пропускную способность регулятора с помощью
коэффициента гидравлического сопротивления £ по известной
формуле
W2
Др = £—р,	(31)
где W— скорость движения газа через дроссельный орган;
р — плотность газа.
Заменяя скорость через расход и решая относительно него
уравнение, получим
Fy [2Лр
а <12>
где Fy — площадь сечения присоединительных патрубков регули-
рующего органа (или площадь условного прохода),
к которой отнесены все потери как в клапане, так и в кор-
пусе;
С, — коэффициент гидравлического сопротивления регулиру-
ющего органа, отнесенный к площади условного прохода.
Если принять размерности величин, обычно используе-
мые при расчете пропускной способности регуляторов,
т. е. Q, м3/ч; Fy, см2; Ар, МПа; р, кг/м3, получим следую-
щую рабочую формулу (формула (3.2) написана в систе-
ме СИ):
e=509iJ?-	0.3)
При расчете регулирующих клапанов часто используют поня-
тие коэффициента пропускной способности kv, понимая под ним
количество воды в м3 (р = 1000 кг/м3), которое проходит за 1 ч че-
рез клапан при перепаде давления на нем 0,0981 МПа. Если в фор-
мулу (3.3) подставить эти значения, то получим соотношение
5,04Е
У

<3.4)
104
Коэффициент пропускной способности регулирующего дрос-
сельного органа зависит от его проходного сечения и коэффици-
ента местного сопротивления. Таким образом, зная для регулято-
ра давления или регулирующего клапана kv, можно по формуле
(3.4) определить £ и, наоборот, зная коэффициент местного со-
противления, можно рассчитать kv.
Коэффициент сопротивления зависит от отношения площади
прохода в седле клапана к площади присоединительного патруб-
ка, от конструкции регулирующего клапана и корпуса, а при
малых расходах — и от числа Re. Для регуляторов с односедель-
ными клапанами отношение площадей принимают
F
у
\2
= 0,02-0,5,
У >
где /и г?—площадь и диаметр проходного сечения седла клапана;
FyttDy — площадь и диаметр условного прохода.
Для регулятора с двухседельными клапанами отношение f/F
примерно равно 0,7-2, где f — сумма площадей проходных сече-
ний обоих седел клапана.
Часто коэффициент сопротивления относят к проходному
сечению седла клапана. Он связан с коэффициентом £ соотноше-
нием, получаемым из уравнения (3.2):
'у f Q \Fy
Г=-—Г= ИЛИ  = —7
(D У
d
(3.5)
Для большинства распространенных конструкций регулято-
ров, применяемых на ГРП, коэффициент сопротивления откры-
тых клапанов колеблется в пределах = 2-7.
Если все потери в регуляторе учитывать коэффициентом рас-
хода а, отнесенным к проходному сечению седла, тогда будет
иметь место следующее соотношение:
W = a
(3.6)
105
Отсюда
(3.7)
Если перепад давления на клапане большой I — > 0,08 | и вход-
ное давление высокое, то при расчете пропускной способности
дроссельных органов необходимо учитывать изменение плотно-
сти газа и отклонения от законов идеального газа. В этом случае,
как отмечалось выше, используют приближенную физическую
модель явления, рассматривая движение газа через клапан как
истечение из отверстия, и расход определяют из выражения
Ро
(3.8)
где О, — объемный расход газа при нормальных условиях;
W— скорость истечения;
р2 и р0—плотность газа при условиях истечения газа после отвер-
стия и при нормальных условиях.
Скорость истечения определяют по известному уравнению
Здесь индексы 1, 2 соответствуют условиям до истечения, т. е.
до регулятора.
Подставим формулу (3.9) в (3.10) и произведем преобразова-
ния с учетом формул (3.5) и (3.7):
Q = a/—
Ро
~k Pi
Р1-Р2
Pi
106
Считая движение газа адиабатным (еще одно допущение),
заменим отношение плотностей отношением давлений:
Рг. ГРг\к
Pi [pi)
Кроме того, используем уравнение состояния
p = zprt-
Po Po -^1
где Zo = 1.
Учитывая приведенные соотношения, преобразуем уравнение
расхода

Если в приведенное уравнение подставить значения
р0 = 101300 Па, То = 273 К, а также применить формулу (7.12), где
Fy выражено в см2, то получим расчетную зависимость
Qo=lA6-10^kld^^,
(3.10)
где е определено соотношением
107
2 ЬГ
k
Й Г J Р1\ k
P1J [PlJ
1-&
Pl
(3.11)
Коэффициент е учитывает изменение плотности газа при дви-
жении через дроссельный орган.
Если принять размерности: Qa в м3/ч, a pv и Др в МПа, то по-
лучим следующую формулу для расчета пропускной способности
регулятора:
0о = 5260^елИ^
Po^Zi
(3.12)
При расчете пропускной способности регулятора по уравне-
нию (3.12), считая kv постоянным, неточность исходной модели
необходимо компенсировать коэффициентом е. Поэтому в расче-
тах целесообразно использовать не теоретическую зависимость
(3.11), а экспериментальную, т. е.
Уравнение (3.13) получено при испытаниях регулирующих
клапанов на сжатом воздухе, поэтому при использовании этого
уравнения для других газов его следует скорректировать. Это,
с некоторым приближением, можно сделать, пересчитав значение
е, определяемого по формуле (3.13), на другой показатель адиаба-
ты путем умножения на поправочный коэффициент:
(3.14)
Здесь егаз и еВ03 определяют по формуле (3.11) при показате-
лях адиабаты для воздуха (k = 1,4) и для газа. На рис. 3.13 приве-
дены пересчитанные зависимости коэффициента для газов с раз-
личными k.
108
Рис. 3.13. Значения коэффициента £ в зависимости от Ap/Pi
(k — показатель адиабаты)
Величиной g, определенной по рис. 3.13, и следует пользо-
ваться при расчете пропускной способности регулятора давления
или регулирующего клапана.
При критическом или большем перепаде давлений, т. е. когда
соблюдается неравенство
£i<f £11
A UJkp
(3.15)
пропускную способность регулятора определяют по формуле
(3.12) при подстановке в нее критического отношения давлений.
Это является следствием того, что сверхзвуковая скорость при
движении газа через дроссельный орган получена быть не может.
Коэффициент в определяют также при (Р2/Р1)кр п0 Рис- 3.13. Рас-
четная зависимость будет иметь следующий вид:
109
JI А? I
I }
-
7ТТ	'
Р(7Л
(3.16)
где
отношение
, получаем
кр
(3.17)
(Ар
I а ) I р, )
Как показали эксперименты, для клапанов, работающих на
воздухе, критическое отношение давления —	=0,48 Теоре-
Z ч	IР1 Лр
тическое значение —	=0,528 Рассматривая
°’48 пси Я К1	(рЛ
—— =0,91 как поправку к формуле для расчета —
0,528	\Pi)
следующее уравнение, по которому можно рассчитать критиче-
ское отношение давлений для газа любого состава:
Ы w 2 V-’
I	J	\k-l
V /Кр	4
Для природного газа (k = 1,3) критическое отношение давле-
"	(Р2 п г
нии равно: —	=0,э
UiAp
Дроссельные органы регуляторов давления рассчитывают ис-
ходя из максимальной производительности и минимально воз-
можного перепада давления. Такое сочетание производительно-
сти и давления возможно, но оно в то же время самое невыгодное.
Проходное сечение затвора регулятора рекомендуется выбрать
так, чтобы максимальная производительность была обеспечена
при перемещении затвора не более чем на 0,9 полного хода. Для
этого дроссельный орган регулятора нужно рассчитывать на про-
изводительность, которая превышает максимальную на 15-20 %.
Таким образом, регулятор подбирают на расчетную пропускную
способность
ио
(2р= (1,15 - 1,2)(2макс,
где (2макс — максимальная производительность.
При определении расчетного перепада давления следует учи-
тывать потери энергии на трение в трубопроводах газорегулятор-
ного пункта на запорной и предохранительной арматуре, в фильт-
ре и устройствах, измеряющих расход газа. Расчетный перепад оп-
ределяют по выражению
Лр=р1мин-р2-Арпот,
где р^ян—минимальное давление газа перед регуляторной стан-
цией;
р2—регулируемое давление газа после регулятора;
ЛРпот — суммарные потери давления в газорегуляторной стан-
ции, исключая потери в регуляторе давления.
В табл. 3.1 приведены значения коэффициентов kv для расчета
пропускной способности основных типов регуляторов.
Таблица 3.1
Коэффициент пропускной способности 1ц, регуляторов давления
Тип регулятора	Коэффициент kv	Тип регулятора	Коэффициент kv
РД-20-5	0,52	РДУК-2-50/35	27
РД-25-6,5	0,9	РДУК-2-100/50	38
РД-32-5	0,52	РДУК-2-100-70	108
РД-32-6,5	0,9	РДУК-2-200/105	200
РД-32-9,5	1,9	РДУК-2-200/140	300
РД-50-13	3,7	РД-50-64	22
РД-50-19	7,9	РД-80-64	66
РД-50-25	13,7	РД-100-64	110
РД-32-М-10	1,4	РД-150-64	314
Р-32М-6	0,8	РД-200-64	424
РД-32М-4	0,52		
РД-50М-25	И		
РД-50М-20	9		
РД-50М-15	5,8		
РД-50М-11	3,3		
РД-50М-8	1,7		
111
Если известна пропускная способность регулятора при рабо-
те на газе определенного состава и при известных начальном и ко-
нечном давлениях (табличные данные), то можно определить его
производительность при использовании другого газа и работе на
другом режиме.
Преобразовав предыдущее уравнение, можно получить следу-
ющую формулу пересчета:
а, = 52604,в К -Д=
N Рз V Ро у Ро
(3.18)
Коэффициент А изменяется мало и приближенно его можно
считать постоянным; тогда формула пересчета примет вид
т РоАр р2
^Артр2тр0
(3.19)
Здесь параметры с индексом Т относятся к табличным дан-
ным. Если при новых условиях работы перепад давления на регу-
ляторе будет равен или больше критического, т. е. — < —	, то
Pi IaAp
в формуле (3.19) отношения Ар/Pi ир2/Р1 нужно заменить крити-
ческими отношениями.
Если принять —	= 0,5, то формула пересчета будет иметь
k Pi J
\Г1 /кр
вид
Q = 0,5QTp1
Ро
ApTpJpo
(3.20)
112
ГЛАВА 4
ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ СТАНЦИИ
4.1.	РАЗМЕЩЕНИЕ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫХ ПУНКТОВ
И УСТАНОВОК
Для снижения давления газа и поддержания его на задан-
ных уровнях в системах газоснабжения предусматривают газо-
регуляторные пункты (ГРП) и газорегуляторные установки
(ГРУ).
ГРП в зависимости от назначения и технической целесооб-
разности размещают:
—	в пристроях к зданиям;
—	в шкафах на наружных стенах газифицируемых зданий или
на отдельно стоящих опорах из негорючих материалов;
—	на покрытиях газифицируемых производственных зданий I
и II степени огнестойкости с негорючим утеплителем;
—	на открытых огражденных площадках под навесом на тер-
ритории промышленных предприятий, если климатические усло-
вия позволяют обеспечить нормальную (в соответствии с паспорт-
ными данными) работу технологического оборудования и конт-
рольно-измерительных приборов.
При этом запрещается предусматривать ГРП встроенными
или пристроенными к жилым и общественным зданиям (кроме
зданий производственного характера), а также размещать их
в подвальных и цокольных помещениях зданий любого назначения.
Отдельно стоящие ГРП (включая шкафные, устанавливаемые
на опорах) в населенных пунктах рекомендуется размещать в зоне
зеленых насаждений, внутри жилых кварталов на расстоянии
не менее указанного в табл. 4.1. ГРП на территории промышлен-
ных предприятий и других предприятий производственного
характера следует размещать в соответствии с требованиями
ИЗ
Таблица 4.1
Расстояние от отдельно стоящих ГРП до зданий и сооружений
Давление газа на вводе в ГРП, МПа (кгс/см2)	Расстояние в свету от отдельно стоящих ГРП	’ (по горизонтали), м, до			
	зданий и соору- жений	железнодорож- ных и трамвай- ных путей (до ближайшего рельса)	автомо- бильных дорог (до обочины)	воздушных линий электро- передачи
До 0,6 (6)	10	10	5 Не менее 1,5
высоты опоры
Свыше0,6(6)до1,2(12)	15	15	8 Тоже
Примечание. Расстояние следует принимать от наружных стен здания или
шкафа ГРП, а при расположении оборудования на открытой
площадке — от края ограждения.
СНиП П-89-80*. Расстояние от ГРП до зданий, к которым допу-
скается пристраивать или встраивать ГРП, не регламентируется.
Допускается вынос из ГРП части оборудования (задвижек,
фильтров и т. п.), если позволяют климатические условия. Обору-
дование, размещенное вне ГРП, должно иметь ограждение, при-
мыкающее к зданию ГРП или общее с ограждением ГРП.
ГРП с выходным давлением не более 0,6 МПа можно пристра-
ивать к производственным зданиям не ниже I и II степени огне-
стойкости с помещениями категорий Г и Д, а также к отдельно
стоящим зданиям газифицируемых котельных, бань, прачечных,
предприятий химчистки и других аналогичных объектов.
ГРП с выходным давлением свыше 0,6 МПа допускается при-
страивать к производственным зданиям, в том числе котельным
не ниже I и II степени огнестойкости с помещениями категорий
Г и Д, в которых использование газа указанного давления необхо-
димо по условиям технологии.
Встроенные ГРП допускается предусматривать с входным
давлением газа не более 0,6 МПа.
Шкафные ГРП можно устраивать на наружных стенах гази-
фицируемых зданий не ниже III степени огнестойкости (кроме
114
стен из панелей с металлической обшивкой и сгораемым утепли-
телем) промышленных (в том числе котельных), сельскохозяй-
ственных предприятий, предприятий бытового обслуживания
производственного характера при давлении газа на входе ГРП
д0 0,6 МПа.
При установке шкафного ГРП на стене здания расстояние от
шкафа до окна, двери и других проемов по горизонтали должно
быть не менее 3 м при давлении газа на входе до 0,3 МПа и не ме-
нее 5 м при давлении на входе от 0,3 до 0,6 МПа; расстояние по верти-
кали от шкафа до оконных проемов должно быть не менее 5 м.
Отдельно стоящие здания ГРП должны быть одноэтажными,
I и II степени огнестойкости с совмещенной кровлей. Швы
сопряжения кирпичных стен и фундаментов всех помещений ГРП
должны быть перевязаны.
Стены, разделяющие помещения ГРП, должны быть противо-
пожарными I типа и газонепроницаемыми. Разделяющие стены
из кирпича должны быть оштукатурены с двух сторон.
Устройство дымовых и вентиляционных каналов в разделяю-
щих стенах, а также в стенах зданий, к которым пристраивается
ГРП (в пределах примыкания ГРП), не допускается.
Помещения для регуляторов отдельно стоящих, пристроенных
и встроенных ГРП должны отвечать требованиям, установленным
СНиП 31-03-2001 и СНиП 21-01-97* для помещений категории А.
При устройстве в ГРП местного отопления отопительную
установку следует размещать в изолированном, имеющем само-
стоятельный выход помещении, отделенном от технологического
глухими непроницаемыми и противопожарными стенами с преде-
лом огнестойкости не менее 2,5 ч.
Труба подводки газа к отопительной установке и трубы систе-
мы отопления при проходе через стену помещения регуляторов
должны иметь сальниковые или другие уплотнения.
Для обогрева шкафных ГРП допускается использование газо-
вых горелок при условии обеспечения взрыво- и пожаробезопасности.
Во всех помещениях ГРП должно быть предусмотрено есте-
ственное и искусственное освещение и естественная постоянно
действующая вентиляция, обеспечивающая не менее 3-кратного
воздухообмена в 1 ч.
115
ГРУ предусматривают с входным давлением газа не более
0,6 МПа с устройством не более двух линий редуцирования.
ГРУ предусматривают в газифицируемых зданиях, как прави-
ло, вблизи от ввода газопровода непосредственно в помещениях
котельных и цехов, где находятся газоиспользующие агрегаты
или в смежных помещениях, соединенных с ними открытыми
проемами и имеющих не менее чем 3-кратный воздухообмен в 1 ч.
Размещение ГРУ в помещениях категорий А, Б и В не допускается.
Подача газа от ГРУ к потребителям, расположенным в других
отдельно стоящих зданиях, не допускается.
Допускается подача газа от одной ГРУ к тепловым агрегатам,
расположенным в других помещениях одного здания, при усло-
вии, что эти агрегаты работают на одинаковых режимах давления
газа, и в помещении, где находятся агрегаты, обеспечен круглосу-
точный доступ обслуживающего персонала газовой службы.
4.2.	УСТРОЙСТВО ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫХ ПУНКТОВ
Газорегуляторные пункты (ГРП) и газорегуляторные уста-
новки (ГРУ) являются автоматическими устройствами для вы-
полнения следующих функций:
—	снижение давления газа, поступающего из газопровода, до
заданной величины;
—	поддержание заданного давления на выходе независимо от
потребления газа и его давления перед регуляторными пунктами
и установками;
—	прекращение подачи газа при повышении или понижении
давления после регуляторных пунктов и установок сверх задан-
ных пределов;
—	очистка газа от механических примесей;
—	учет количества газа (объектовые ГРП и ГРУ).
ГРП могут быть сетевыми, питающими городскую газорасп-
ределительную сеть низкого и среднего давления, и объектовыми,
подающими газ необходимого давления промышленным и комму-
нальным потребителям.
Основные составляющие ГРП следующие: узел регулирования
116
давления газа с предохранительно-запорным клапаном и обводным
газопроводом (байпасом), предохранительный сбросный клапан,
контрольно-измерительные приборы, продувочные трубопроводы.
Газ высокого или среднего давления входит в ГРП и поступа-
ет в узел регулирования, в котором по ходу движения газа распо-
лагают: входное отключающее устройство для отключения основ-
ной линии; фильтр для очистки газа от различных механических
примесей; предохранительный запорный клапан, автоматически
отключающий подачу газа потребителям в случае выхода из строя
регулятора давления газа; регулятор, который снижает давление
газа независимо от расхода газа потребителями; выходное отклю-
чающее устройство (рис. 4.1).
Выходное давление из ГРП контролируется предохранитель-
ным запорным клапаном (ПЗК) и предохранительным сбросным
клапаном (ПСК). ПЗК контролирует верхний и нижний пределы
Рис. 4.1. Принципиальная схема ГРП:
1 — входное отключающее устройство на основной линии; 2 — фильтр;
3 - - диафрагма; 4 - - предохранительный запорный клапан; 5—регулятор
давления; 6 — выходное отключающее устройство; 7 - - байпас; 8 — герме-
тизирующее устройство (кран) на байпасе; 9 — задвижка на байпасе для
ре!улирования давления; 10 — предохранительный сбросный клапан;
11 — свеча
117
давления газа, а ПСК — только верхний. ПСК настраивается
меньшее давление, чем ПЗК, поэтому он срабатывает первым
на
Если отказал регулятор давления, клапан ПСК сработал
а давление в сетях продолжает расти, то сработает ПЗК. Он пере ’
кроет газопровод перед регулятором давления и прекратит подачу
газа потребителям. ПЗК сработает и при недопустимом снижении
давления газа, которое может произойти при аварии на газопрово-
де. При устранении аварии ПЗК приводится в рабочее состояние
не автоматически, а только обслуживающим персоналом.
Клапан ПСК настраивают на давление, превышающее регули-
руемое на 15 %. Верхний предел настройки ПЗК принимают на
25 % выше регулируемого давления после ГРП. Нижний предел -
минимально допустимое давление газа в сети.
Для бесперебойного снабжения потребителей газом при вы-
ходе из строя регулятора давления, замене, осмотре или ремонте
оборудования предусмотрен обводной газопровод (байпас) Регу-
лирование давления газа на байпасе производят вручную. Для этого
на байпасе устанавливают последовательно кран и задвижку.
Кран работает в положениях "открыто"-"закрыто" и не может
быть использован для регулирования давления. Ручное регулиро-
вание давления осуществляют с помощью задвижки.
На ГРП может быть несколько линий редуцирования, число
которых зависит от расчетного расхода газа и режима его потреб-
ления. При наличии двух и более линий байпас обычно не монти-
руют, а во время ремонта одной из них газ поступает через другие
линии. В ГРП с входным давлением более 0,6 МПа и пропускной
способностью более 5000 м3/ч устройство резервной линии реду-
цирования вместо байпаса обязательно.
ГРП могут быть одно- или двухступенчатыми. В одноступен-
чатом ГРП входное давление газа редуцируют до выходного в од-
ном регуляторе, в двухступенчатом — двумя последовательно
установленными регуляторами. При этом регулятор первой сту-
пени компонуют с фильтром и ПЗК, регулятор второй ступени
может не быть снабжен фильтром. Одноступенчатые схемы ГРП
обычно применяют при разности между входным и выходным
давлением до 0,6 МПа, при большем перепаде предпочтительнее
двухступенчатые схемы редуцирования.
118
Ла сетевых ГРП обычно учет газа не производят.
Газорегуляторные пункты выполняют по типовым проектам
базе универсальных регуляторов давления, используемых
р промышленности.
для очистки газа на газорегуляторных пунктах устанавлива-
ет волосяные и сетчатые фильтры. При условных диаметрах
больше 50 мм применяют волосяные фильтры, а при диаметрах
50 мм и менее - сетчатые.
Волосяные фильтры выпускают двух модификаций с макси-
мальным давлением до 0,6 и до 1,2 МПа. Перепад давления на кас-
сете фильтра не должен превышать 10 кПа. Если он будет больше,
то необходима очистка фильтра. В условиях эксплуатации пере-
пад давления на фильтре обычно не превышает 3000-5000 Па.
Перепад давления контролируют дифманометром ДСП-780 Н.
При перепаде давления на фильтре 5000 Па, избыточном дав-
лении перед ним 0,6 МПа и плотности газа 0,73 кг/м3 пропускная
способность его в зависимости от диаметра при нормальных усло-
виях составляет:
Пу, мм.............. 50	100	200
Q, м3/ч............. 6000	14750	38600
Если фильтр используется в условиях, отличных от указан-
ных, тогда его пропускную способность определяют по формуле
Q=Q &EZ,
Р2Р0
где Др — перепад давления на фильтре;
Р2 ~ давление на входе в фильтр;
Ро — плотность газа.
Параметры с индексом "Т" относят к паспортным для данного
фильтра при определенных условиях его работы.
Пропускную способность фильтров выбирают из условия, что
скорость газа в корпусе не будет превышать 1 м/с.
Сетчатые фильтры применяют в шкафных газорегуляторных
пунктах (ШРП) на более низкие пропускные способности.
119
4.3.	ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ
4.3.1.	Классификация и структура ГРС
Газ из магистральных газопроводов поступает в городские
поселковые и промышленные системы газоснабжения через газо-
распределительные станции, которые являются конечными уча-
стками магистрального газопровода и являются как бы границей
между городскими и магистральными газопроводами.
На газораспределительной станции давление газа снижают до
величины, необходимой для потребителя, и поддерживают его по-
стоянным. Все оборудование ГРС рассчитывают на рабочее давле-
ние 7,5 и 5,5 МПа, т. е. на максимально возможное давление газа
в магистральном газопроводе.
В состав газораспределительной станции входят:
а)	узлы:
переключения станции;
очистки газа;
предотвращения гидратообразования;
редуцирования газа;
подогрева газа;
коммерческого измерения расхода газа;
одоризации газа (при необходимости);
автономного энергопитания;
отбора газа на собственные нужды;
б)	системы:
контроля и автоматики;
связи и телемеханики;
электроосвещения, молниезащиты, защиты от статического
электричества;
электрохимзащиты;
отопления и вентиляции;
охранной сигнализации;
контроля загазованности.
В зависимости от производительности, исполнения, количе-
ства выходных коллекторов газораспределительные станции ус-
ловно делят на три большие группы: ГРС малой, средней и боль-
120
0ОЙ производительности (рис. 4.2).
К станциям малой производительности (1,0-50,0 тыс. м3/ч)
относят несколько типов АГРС, изготовленных разными завода-
ми; все технологическое оборудование размещается в нескольких
металлических шкафах. Из этого ряда АГРС наибольшее распро-
странение получили станции типа АГРС-1/3, "Энергия-1", "Энер-
гия-3", "Ташкент-1" и "Ташкент-2".
К станциям средней производительности (50,0-160,0 тыс. м3/ч)
относят БК-ГРС, выполненные в блочно-комплектном испол-
нении, с одной или двумя выходными линиями к потребите-
лям. Часть технологического оборудования размещают на
открытой площадке (узлы очистки, одоризации, подогреватели),
другую часть, а также регуляторное оборудование, КИПиА, систе-
му отопления — в блок-боксах. Из этого ряда станций наибольшее
распространение получили БК-ГРС-1-30, БК-ГРС-П-70,
БК-ГРС-1-150.
Рис. 4.2. Классификация типов ГРС, эксплуатируемых на объектах
газовой промышленности
121
Узел очистки
Рис. 4.3. Структурная схема ГРС с одним потребителем
Рис. 4.4. Структурная схема ГРС с двумя потребителями
122
к станциям большой производительности (от 160,0 до
1000,0 тыс. м3/ч и более) относят станции, построенные по инди-
видуальным проектам, как правило, это ГР С и контрольно-рас-
пределительные пункты (КРП), подающие или распределяющие
газ для крупных промышленных объектов и районов.
Несмотря на такое разнообразие типов газораспределительных
станций, структурная схема ГРС с одним потребителем газа может
быть сведена к схеме, показанной на рис. 4.3, а структурная схема
ГРС с двумя потребителями газа — к схеме, показанной на рис. 4.4.
Для автоматического предотвращения выхода регулируемого
давления за допустимые пределы, т. е. для предотвращения недо-
пустимого повышения или понижения давления в сетях потреби-
телей, на ГРС предусматривают автоматические системы защиты.
Большинство таких систем построено с использованием следую-
щих двух принципов.
4.3.2.	Защита потребителей
от повышенного и пониженного давления в сетях
1.	Система с перестройкой режимов работы регуляторов
давления.
В этих системах предусматривают наличие рабочих и резерв-
ной ниток регулирования. На каждой нитке устанавливают регу-
лирующий и контрольный клапаны. При нормальном режиме на
рабочих нитках контрольные клапаны открыты, так как настрое-
ны на давление, несколько превышающее (10 %) номинальное.
Клапаны резервной нитки настроены на давление несколько
меньше номинального, поэтому они закрыты. Следовательно, сис-
тема работает по принципу облегченного резерва, когда резерв на-
ходится в неполном рабочем режиме.
При аварийном открытии рабочего регулирующего клапана
и росте выходного давления в работу включится контрольный
клапан. Он предотвратит недопустимое повышение давления
и будет поддерживать его постоянным.
При аварийном закрывании регулирующего клапана и пони-
жении давления в работу включится резервная нитка и прекра-
тится снижение давления газа.
123
2.	Следующий принцип защиты заключается в установке на
каждой нитке редуцирования крана с пневмоприводом и про-
граммным управлением. При повышении регулируемого давле-
ния кран выключает нитку с отказавшим регулирующим клапа-
ном, а понижение давления предотвращает включающаяся в рабо-
ту резервная нитка.
Если на одной из рабочих ниток регулирующий клапан закро-
ется (в результате аварии), то тогда при большом потреблении
газа начнет снижаться регулируемое давление и защита включит
резервную нитку.
При любых автоматических переключениях контрольных
клапанов и кранов с пневмоприводом подается сигнал оператору,
а при надомном обслуживании световой и звуковой сигнал посту-
пает в дом оператора.
В качестве примера рассмотрим автоматизированную газо-
распределительную станцию АГРС-3. Она состоит из пяти
металлических шкафов, в которых размещены следующие блоки:
переключения, редуцирования, одоризации, подогревателя газа,
сигнализации.
В технологической схеме АГРС-3 (рис. 4.5) очистка газа пре-
дусмотрена на входе станции висциновым фильтром, подогрев
газа осуществляется подогревателем ПГА-5, редуцирование
газа производится регулятором прямого действия типа РД-40-64,
учет расхода газа — камерной диафрагмой в комплекте с дифма-
нометром ДМПК-100, оснащенным интегратором ПИК-1, управ-
ление кранами — системой "Защита-2", сигнализация — устройством
дистанционной сигнализации УСГ-ЗМ, газ одорируется на выходе
станции универсальным автоматическим одоризатором типа УОГ-1.
Техническая характеристика АГРС-3
Давление газа, МПа:
на входе.................................................... 1,2-5,5
на выходе................................................0,3-1,2
Производительность
ирирвх = 1,2 МПаирвых = 0,3 МПа............................2750
прирвх = 5,5 МПаирвых = 1,2 МПа...........................11200
Погрешность регулирования выходного давления
до 0,6 МПа, %..................................................±10
124
Рис. 4.5. Технологическая схема АГРС-3:
1 — подогреватель газа ПГА-5; 2 — блок управления кранами системой «Защита-2»; 3 — фильтры висциновые;
4 — регулятор давления газа; 5—узел замера газа (ДМПК-ПИК-100); 6 — одоризатор газа УОГ-1; 7—обводная
К линия (байпас)
Температура газа на выходе, °C........................... от	-10 до + 2g
Температура окружающего воздуха, °C...................... от	-40 до +5д
Температура нагрева газа в подогревателе
при максимальном расходе, °C......................................до	15
Расход топливного газа на подогреватель, м3/ч.......................4,2
Диаметр газопровода, мм:
входного........................................................159
выходного.......................................................219
4.3.3.	Подогрев газа на ГРС
Чтобы исключить образование кристаллогидратов при дрос-
селировании, газ нагревают в теплообменниках, используя в каче-
стве теплоносителя горячую воду, или в специальных подогрева-
телях газа.
При определенных значениях температуры и давления в газе,
насыщенном влагой, образуются кристаллогидраты. Зоной их об-
разования является область, расположенная левее равновесных
кривых. Если газ не насыщен влагой, т. е. в нем отсутствует ка-
пельная влага, то кристаллогидраты образовываться не будут.
Для исключения гидратообразования газ подогревают до такой
температуры, чтобы влагосодержание насыщенного газа при дрос-
селировании не опускалось ниже влагосодержания газа, поступа-
ющего на ГРС. В этом случае при дросселировании влага не будет
выпадать из газа. Действительную температуру подогрева прини-
мают несколько больше полученной из расчета. При расчете ис-
пользуют зависимость влагосодержания насыщенного природно-
го газа от давления и температуры (рис. 4.6).
В рассмотренном на рис. 4.6 примере газ поступает на ГРС
с давлением 4000 кПа и температурой 0 °C. Газ поступает в насы-
щенном состоянии с влагосодержанием 0,165 г/м3. Для природно-
го газа в области значений давления и температуры, которые име-
ют место при редуцировании на ГРС, среднее значение дифферен-
циального дроссельного эффекта Джоуля-Томсона принимают
равным Di = 5,5 град/МПа. При дросселировании с начального
давления 4,0 МПа до конечного 0,5 МПа температура газа будет
снижаться (табл. 4.2).
Из рис. 4.6 видно, что при подогреве газа с 0 до 4 °C самое
126
Рис. 4.6. Определение необходимого нагрева газа на ГРС
Таблица 4.2
Промежуточные значения давления и температуры
Давление, МПа (абс.)	Температура газа, °C			
4,0	0	2	4	6
3,0	-5,5	-3,5	-1,5	0,5
2,0	-11	-9	-7	-5
1,5	-13,75	-11,75	-9,75	-7,75
1,0	-16,5	-14,5	-12,5	-10,5
0,5	-19,25	-17,25	-15,25	-13,25
нижнее значение влагосодержания на кривой дросселирования
не выше влагосодержания насыщенного газа, поступившего на
ГРС. Поэтому газ следует нагреть до 5-6 °C.
127
ГЛАВА 5
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ГАЗОВЫХ СЕТЕЙ
5.1.	РЕЖИМ РАБОТЫ ГАЗОВЫХ ПРИБОРОВ
К городским сетям низкого давления потребителей присоеди-
няют, как правило, непосредственно. Колебания давления у по-
требителей зависят от:
1)	величины расчетного перепада давления и степени его ис-
пользования на пути движения газа от точки питания до газоис-
пользующей установки;
2)	режима работы газоиспользующих установок;
3)	метода регулирования давления в точке питания сети.
Нормальная работа газоиспользующих установок может быть
обеспечена только при условии стабильного давления газа перед
ними, чего достигают правильным подбором исходных данных
для гидравлического расчета сети и способа регулирования на-
чального давления.
При разработке городской системы газоснабжения на стадии
технического проекта разрабатывают распределительную сеть,
а на стадии рабочих чертежей — абонентские ответвления. Рас-
пределительную сеть проектируют на расчетный перепад давле-
ния Аре (1200 Па), а абонентские ответвления, включая внутридо-
мовые газопроводы, — на Арот (600 Па).
В таком случае суммарный расчетный перепад (Арр = Лрс + Дрот)
будет использован полностью только у абонентов, присоединен-
ных к концевым точкам. Давление газа перед такими абонентами
будет минимальным (рп = ртш = рн - Лрр). При нулевой нагрузке
давление перед потребителями будет максимальным и равным
давлению газа на выходе из ГРП (рп = ршах = Рн)-
Таким образом, при непосредственном присоединении газо-
использующих установок к сети максимально возможные колеба-
128
ния давления перед ними будут равны расчетному перепаду дав-
ления Арр (1800 Па).
Как сложились эти величины и каково будет номинальное
давление перед газоиспользующим агрегатом низкого давления?
Производительность установки зависит от давления газа
перед ней. При этом работу газового прибора можно описать
уравнением
Рп = <&’	(5.1)
где а — сопротивление газоиспользующего прибора.
При номинальном давлении перед газовым прибором расход
газа будет номинальным, обеспечивающим наилучшее сгорание
топлива с наилучшим к. п. д.
Ро = аОном2-	(5.2)
При изменении давления перед прибором расход будет из-
меняться.
Газовые приборы спроектированы и устроены таким образом,
что при максимальном расчетном расходе газа Qmax = 1,2QHOM
газовый прибор будет работать без отрыва пламени с достаточ-
ным к. п. д.
Тогда из уравнения (5.1) следует, что максимальное давление
перед газовым прибором будет определено как
Ртах “'
или
Ртах = 1|5ро-
Газовые приборы должны обеспечивать устойчивое горение
без затухания пламени и при расходе на 20 % меньше номинально-
го, тогда
Pmin —
ИЛИ
Pmm — 0,6рд.
129
5-187
Тогда номинальное давление, на которое ведут расчет газовых
приборов, равно
„ _ Ртах _ Ртт
или
3000
Ро” 1,5
1200
0,6
= 2000 Па.
5.2.	ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РЕЖИМ
ГАЗОВОЙ СЕТИ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
Рассмотрим изменение давления газа у потребителя при из-
менении расхода в сети от 0 до
Потери давления в сети можно выразить уравнением
Ap = «1Q1’75.	(5.3)
При максимальном расчетном расходе в сети Q = <2тах сум-
марные потери давления в сети должны быть равны расчетному
перепаду давления
лРр =
С учетом (5.3) можно записать
Ар _j Q | =х1,75
АРр ( Qniax J
или
А/? = х1,75Арр,	(5.4)
где х — степень использования расчетного расхода газа.
Давление газа у потребителя будет определено как разница
между начальным давлением в сети и потерями давления
/?п=Рн-Аррх1'75.
(5.5)
130
X QJ Qmax
Рис. 5.1. Зависимость давления в сети от степени использования рас-
четного расхода
Разделив (5.5) на р0 с учетом, что ртяу = рн = 3000 Па, ар0 =
2000 Па, будем иметь
Рп _ Рн _ АРр д-1,75
Ро Ро Ро
ИЛИ
^ = 1,5 -0,9.x1’75
Ро
(5.6)
Прих = 0,715 давление у потребителя равно номинальному.
Из рис. 5.1 следует, что большую долю времени газовые
приборы работают с недогрузкой и очень редко в номинальном
режиме.
Избежать этого можно, изменяя давление на выходе ГРП
посезонно.
131
5.3.	СЕЗОННОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ДАВЛЕНИЯ ГАЗА
НА ВЫХОДЕ ГРП
Для того чтобы сократить время работы газовых приборов
с перегрузкой целесообразно в весенние, летние и осенние месяцы
снижать начальное давление газа в сети.
Величину давления, на которое следует настраивать регуля-
торы в данный месяц, определяют из условия поддержания мини-
мального давления у потребителя при максимальной нагрузке
в этот месяц. Максимальную нагрузку для каждого месяца рас-
считывают из уравнения
Qmskc _ А	А макс а макс >сг
ЧМ ^МГ'^СН Кцс оппгх
(5.7)
где (2“Г — максимальная часовая нагрузка в течение месяца;
Qj.—годовое потребление газа;
kM г — месячный коэффициент неравномерности;
CaKt ЛТ максимальные коэффициенты суточной неравномер-
ности за неделю и часовой неравномерности за сутки.
Порядок определения начального давления в сети для раз-
личных месяцев года можно принять следующий.
1.	По заданным значениям коэффициентов месячной нерав-
номерности kMT вычисляют относительные максимальные нагруз-
ки для всех месяцев , используя выражение
Qмакс Z,
Кч м  — г
Ймакс	Амакс
ч г	г
2.	Для полученных значений х^с вычисляют перепады дав-
ления в сети
Ар = Дрр.(хХкс)175
3.	Определяют давление настройки регуляторов для каждого
месяца
132
Рн = Рп мин + АР-
Применение рекомендуемой методики рассмотрим на примере.
Пример. Определить давление ежемесячной настройки регу-
ляторов для следующих значений коэффициентов месячной
неравномерности (табл. 5.1).
Минимальное давление перед потребителем принять
Рп мин = 1200 Па.
Решение. Расчетный перепад давления при номинальном
давлении р0 = 2000 Па
Арр =0,9 • 2000 = 1800 Па.
Определяем максимальные перепады давления газа в сети для
каждого месяца:
„макс _
мес 1,26’
Ар = 1800(хХкс)175
Расчеты сводим в табл. 5.2.
Таблица 5.1
Значения коэффициентов ймг
Месяц	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
k кмг	1,26	1,26	1,20	1,12	0,99	0,82	0,67	0,68	0,83	0,94	1,08	1,14
Таблица 5.2
Значения ежемесячных перепадов давления
Месяц	I II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX X	XI	XII
,г^',кс	1	1	0,953	0,890	0,785	0,651	0/532	0,540	0,658	0,745	0,858	0,905
(х^)175	1	1	0,917	0,816	0,654	0,469	0331	0340	0,470	0,496	0,765	0,840
Др, Па 18001800 1650 1468 1177 844 596 612 846 893 1377 1512
133
Давления настройки регуляторов
Таблица 5 3
Месяц	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII '
Рн, Па 300030002850 2668 2377 2044 1796 1812 2046 2093 2577 2712 (РП мин — = 1200 Па) Рн, Па	2396 2412 (РИмин- = 1800 Па) рн, Па	2444	2446 2493 (РПмин — = 1600 Па)												
Рис. 5.2. Изменение давления при сезонном регулировании начального
давления:
7— кривая изменения давления у потребителя в январе прирПмин= 1200 Па;
2 — изменение давления у потребителя в июле при рп мин = 1200 Па;
3 — изменение давления у потребителя в июле при рп мин = 1800 Па
134
Определяем давление настройки регуляторов по формуле
рн = 1200 + Др.
Рассчитанные значения давления сводим в табл. 5.3.
Анализ показывает, что в июле и августе требование
Рпмин = 1200 Па приводит к низким и достаточно далеким от но-
минального значениям давления. Поэтому для этих месяцев мож-
но допустить рпмш = 1800 Па. Тогда в достаточно широком диапа-
зоне расходов газа давление перед газовыми приборами будет
приближено к номинальному (рис. 5.2).
135
ГЛАВА 6
НАРУЖНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ.
ТРУБЫ И ОСНОВНАЯ АРМАТУРА
ДЛЯ ГАЗОВЫХ СЕТЕЙ
6.1.	НАРУЖНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ
6.1.1.	Трассировка газопроводов
Система газоснабжения может быть надежной и экономичной
при правильном выборе трасс для прокладки газопроводов.
На выбор трассы влияют следующие условия: расстояние до по-
требителей газа; направление и ширина проездов; вид дорожного
покрытия; наличие вдоль трассы различных сооружений и пре-
пятствий; рельеф местности; планировка кварталов.
Прокладку наружных газопроводов на территории населен-
ных пунктов следует предусматривать, как правило, подземной в со-
ответствии с требованиями СНиП 2.07.01-86*. Надземная и назем-
ная прокладка наружных газопроводов допускается внутри жилых
кварталов и дворов, а также на других отдельных участках трассы.
На территории промышленных предприятий прокладку на-
ружных газопроводов следует осуществлять, как правило, надзем-
но в соответствии с требованиями СНиП П-89-80*.
Трассы газопроводов выбирают с учетом транспортирования
газа кратчайшим путем.
Минимально допустимое расстояние между двумя газопрово-
дами, уложенными в одну траншею, составляет 0,4-0,5 м. Удале-
ние от железнодорожных путей должно быть таким, чтобы исклю-
чалось воспламенение газа от проходящих поездов и при выпол-
нении ремонтных работ.
136
На трассировку газопроводов оказывают влияние различные
препятствия’ реки, водоемы, овраги, шоссейные дороги, железно-
дорожные пути и т д.
Для районов города со старой планировкой, когда кварталы
имеют сплошную застройку по периметру и состоят из отдельных
строений, газопроводы прокладывают по каждому проезду и ули-
це. Пересекаясь между собой, они образуют кольцо. От уличных
газопроводов в каждое строение прокладывают вводы. В город-
ских районах с новой планировкой газопроводы располагают
внутри кварталов.
При трассировке газопроводов необходимо соблюдать рас-
стояние от газопроводов до других зданий. Например, расстояние
по вертикали между газопроводами и такими сооружениями, как
водопровод, тепловая сеть, канализация, водостоки, при их взаим-
ном пересечении должны быть не менее 0,2 м, а между газопрово-
дом и электрокабелем или телефонным кабелем не менее 0,5 м.
Допускается уменьшение расстояния между газопроводом и элек-
трокабелем или кабелем связи при прокладке их в футляре. Рас-
стояние в свету между газопроводом и стенкой футляра при про-
кладке электрокабеля должно быть не менее 0,25 м, кабеля связи —
не менее 0,15 м. Концы футляра должны выходить на 2 м в обе
стороны от стенок пересекаемого газопровода
Допускается прокладка двух и более газопроводов в одной
траншее на одном или разных уровнях (ступенями) При этом
расстояние между газопроводами в свету следует предусматри-
вать достаточным для монтажа и ремонта трубопроводов.
Глубина прокладки газопровода зависит от состава транспор-
тируемого газа, почвенно-климатических условий, величины ди-
намических нагрузок. Газопроводы, транспортирующие осушен-
ный газ, могут пролегать в зоне промерзания грунта. Минималь-
ная глубина заложения газопровода должна быть 0,8 м до верха
газопровода или футляра. В местах, где не предусматривается
движение транспорта, глубину заложения газопроводов допуска-
ется уменьшать до 0,6 м.
Прокладку газопроводов, транспортирующих неосушенный
газ, необходимо предусматривать ниже зоны сезонного промерза-
ния грунта с уклоном к конденсатосборникам не менее 2 %.
137
Грунт и дорожный покров защищают газопроводы от механи-
ческих повреждений и служат теплоизоляцией от резких колеба-
ний температуры. Динамические нагрузки, возникающие на газо-
проводах от интенсивного движения автотранспорта, не должны
создавать в трубах опасных напряжений. Напряжения, возникаю-
щие в грунте от движущегося транспорта, рассеиваются на глуби-
не 0,7 м при усовершенствованных мостовых и 0,75-0,8 м при бу-
лыжном покрове. При прокладке газопроводов в зоне промерза-
ния грунтов необходимо учитывать свойства грунтов. Отрица-
тельным их свойством является пучение, им обладают пылеватые
грунты, которые при замерзании за счет рыхления ледяными кри-
сталлами увеличиваются в объеме. В результате вспучивания
грунт поднимает газопровод, который, испытывая большие
напряжения, может деформироваться и разорваться в стыковых
соединениях.
Достоинство подземной прокладки газопроводов — создание
относительно постоянного температурного режима. Напряжения,
возникающие в газопроводах за счет изменения температуры, на-
ходятся в прямой зависимости от разности температуры тела тру-
бы. Величина напряжения может увеличиваться на открытых уча-
стках газопроводов. Понятно, насколько важно уменьшение тем-
пературных изменений газопроводов за счет правильного выбора
глубины их заложения.
При заложении газопровода в грунт следует:
—	для восприятия и уменьшения напряжений, возникающих
под действием температурных изменений, устанавливать на газо-
проводе компенсирующие устройства (компенсаторы);
—	при прокладке газопроводов в зонах с повышенными динами-
ческими нагрузками (железнодорожные и трамвайные пути, автомо-
бильные дороги и т. д.) глубину укладки увеличивать и газопроводы
закладывать в специальные защитные устройства (футляры);
—	сварочные работы на газопроводах проводить в самое хо-
лодное время дня летом и в самое теплое время дня зимой;
—	городские газопроводы, транспортирующие влажный газ,
прокладывать ниже зоны промерзания грунта с уклоном, обеспе-
чивающим сток образовавшейся влаги в специальные емкости —
конденсатосборники.
138
Вводы газопроводов неосушенного газа в здания и сооруже-
ния следует предусматривать с уклоном в сторону распредели-
тельного газопровода. Если по условиям рельефа местности не
может быть создан необходимый уклон к распределительному га-
зопроводу, допускается прокладка газопровода с изломом в про-
филе с установкой конденсатосборника в низшей точке.
Прокладку газопроводов в грунтах с включением строитель-
ного мусора и перегноя осуществляют с устройством под газопро-
вод основания из мягкого или песчаного грунта толщиной не ме-
нее 0,1 см (под выступающими неровностями основания). Засы-
пают газопровод таким же грунтом на полную глубину траншеи.
При наличии подземных вод предусматривают мероприятия по
предотвращению всплытия газопроводов, если это подтверждает-
ся расчетом.
Надземные газопроводы следует прокладывать на отдельно
стоящих опорах, этажерках и колоннах из негорючих материалов
или по стенам зданий. Высоту прокладки надземных газопрово-
дов необходимо принимать в соответствии с требованиями
СНиП П-89-80*. Расстояние между опорами надземных газопро-
водов следует определять в соответствии с требованиями
СНиП 2.06.12-86.
6.1.2.	Пересечения газопроводов с различными препятствиями
Переходы газопроводов всех уровней давления через реки,
каналы, овраги, железные дороги, автодороги могут быть подвод-
ными (дюкерными), подземными или надземными.
При подземном пересечении железнодорожных путей и авто-
страд газопроводы прокладывают в специальные футляры
(рис. 6.1), а концы футляров для герметичности уплотняют про-
смоленной льняной прядью с заливкой битумом. В этих местах
газопроводы прокладывают: общей сети — 2,0 м, при производ-
стве работ открытым способом — 2,5 м — при производстве работ
методом прокола. Расстояние берут от подошвы рельса до верха
футляра
В местах пересечения подземными газопроводами каналов
коммуникативных коллекторов, каналов различного назначения
139
4
Рис. 6.1. Пересечение газопровода с каналом теплотрассы:
1—газопровод; 2 - футляр; 3 - контрольная трубка; 4—ковер; 5— подуш-
ка под ковер; 6 — перекрытие теплотрассы; 7 — канал теплотрассы; 8 —
трубы теплотрассы
с проходом над или под пересекаемым сооружением следует пре-
дусмотреть прокладку газопровода в футляре, выходящем на 2 м
в стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений, а также
проверку неразрушающими методами контроля всех сварных
стыков в пределах пересечения и по 5 м в стороны от наружных
стенок пересекаемых сооружений.
Газопроводы должны иметь отключающие устройства, уста-
навливаемые на расстоянии не более 1000 м от места пересечения.
Причем если газопровод кольцевой, то отключающие устройства
ставят с обеих сторон; если тупиковый, то со стороны входа газа.
На газопроводах внутри футляра должно быть минимальное ко-
личество сварных соединений, которые проверяют физическими
методами контроля. Участок газопровода покрывают весьма уси-
ленной изоляцией и укладывают на центрирующих диэлектри-
ческих прокладках. В конце футляра устанавливают контрольную
трубку (рис. 6.2), с ее помощью можно обнаружить наличие газа
в футляре. Нижнюю часть трубки приваривают к футляру, а про-
странство между футляром и газопроводом засыпают мелким гра-
вием или слоем щебня. Конец трубки выводят под ковер и закан-
чивают пробкой.
140
Рис. 6.2. Контрольная трубка с футляром:
а — устройство конца футляра: 1 — битумная эмаль; 2 — промасленная
пенька; 3 — опора; 4 — ковер; 5 — подушка под ковер; 6 -- контрольная
трубка; б -- контрольная трубка: 1 — кожух; 2 — трубка; 3 — подушка под
ковер; 4 - ковер; 5 — пробка; 6 — муфта
В городских условиях переходы через водные преграды, как
правило, делают подводными и двухниточными. При этом каж-
дую нитку рассчитывают на 75 % расхода газа. Место устройства
перехода через реку выбирают на прямолинейном участке со спо-
койным течением, с устойчивым руслом и неразмываемыми поло-
гими берегами.
При пересечении автомобильных дорог I, II, III категорий,
трамвайных путей расстояние принимают равным 1 м от верха
футляра до верха покрытия дорог при производстве работ откры-
тым способом, 1,5 м — при производстве работ методом продавли-
вания, горизонтального бурения или щитовой проходки, 2,5 м —
при производстве работ методом прокола.
При пересечении железных дорог толщину стенки трубы га-
зопровода берут на 2-3 мм больше расчетной, при этом трубы
с утолщенной стенкой прокладывают не менее, чем на 50 м в сто-
роны от конца футляра, глубина засыпки газопровода должна
быть не менее 2,1 м.
141
6.2.	ТРУБЫ И ИХ СОЕДИНЕНИЯ
Металлические трубы. В подземных и внутридомовых газо-
проводах, как правило, применяют стальные трубы.
Стальные трубы изготавливают из хорошо сваривающихся
низколегированных и малоуглеродистых сталей. Максимальное
содержание углерода в стали не должно превышать 0,27 %, серы —
не более 0,05 %, фосфора — не более 0,4 %. Этим требованиям
в большой степени удовлетворяют спокойные мартеновские стали.
При выборе стальных труб для газопроводов руководствуют-
ся "Инструкцией по применению стальных труб для строитель-
ства систем газоснабжения".
По способу изготовления стальные трубы подразделяют на
сварные — со спиральным или продольным прямым швом и бес-
шовные — холоднотянутые, холоднокатаные, горячекатаные. Бес-
шовные трубы диаметром до 150 мм изготавливают холодной
протяжкой, а трубы диаметром до 426 мм — последовательной
горячей прокаткой из стальных заготовок, нагретых до пластиче-
ского состояния.
Размеры труб характеризуют внутренним и наружным диа-
метрами, толщиной стенки, длиной и условным проходом. Под
условным проходом Dy понимают номинальный наружный диа-
метр трубы. Этой величиной пользуются при подборе арматуры,
фасонных частей и соответствующих расчетах. Величина услов-
ного прохода обычно имеет округленные значения: 10, 15, 20, 25,
32, 40, 50 мм и т. д.
Внутренний диаметр — величина производная от наружного
диаметра толщины стенки и бывает разным для одного условного
диаметра.
Для подземных газопроводов применяют трубы с минималь-
ным условным диаметром 50 мм и толщиной стенки 3 мм.
Изготовленные на заводах трубы имеют сертификаты (пас-
порта), в которых указывают: номинальный размер труб, ГОСТ,
по которому изготовлены трубы, марку стали, результаты гидрав-
лических и механических испытаний, номер партии труб и ставят
отметку ОТК завода о соответствии труб ГОСТу.
Стальные трубы для подземных газопроводов защищают про-
142
тивокоррозионной изоляцией.
Для сооружения подземных газопроводов можно также при-
менять неметаллические трубы.
Эксплуатация газопроводов из асбестоцементных труб выя-
вила их недостатки, связанные с газопроницаемостью стенок и по-
вышенной хрупкостью, поэтому асбестоцементные трубы не по-
лучили широкого распространения. Однако при транспортировке
влажных газов герметичность стенок обеспечивается.
Чаще всего применяют полиэтиленовые и винипластовые
трубы. Неметаллические трубы начали применять около 35 лет
назад, сначала на экспериментальных газопроводах. Общая про-
тяженность таких газопроводов по стране к концу 1985 г. не пре-
вышала 500 км. Несмотря на незначительную протяженность не-
металлических и, в частности, полиэтиленовых газопроводов,
опыт их применения позволил сделать инженерную оценку по
широкому кругу вопросов, связанных с их внедрением. Внедрение
полиэтиленовых труб в строительство систем газоснабжения со-
провождалось проведением научных исследований по изучению
прочностных характеристик труб, влияния на эти свойства кри-
сталличности материала.
Внедрение полиэтиленовых труб — одно из актуальных на-
правлений повышения эффективности капитального строитель-
ства за счет снижения его материало- и трудоемкости. Из 1 т ме-
таллических труб диаметром 100 мм можно проложить трубопро-
вод длиной до 80 м, а из 1 т полиэтиленовых труб наружным диа-
метром 110 мм можно смонтировать трубопровод длиной более
1 км. Замена металлических труб в системах газораспределитель-
ных сетей позволит сэкономить 5-7 т металлических труб на 1 т
пластмассовых.
Полиэтиленовые газопроводы обладают рядом положитель-
ных качеств:
—	коррозионной стойкостью почти во всех кислотах (кроме
органических) и щелочах, что делает их почти незаменимыми
в условиях животноводческих предприятий; стойкостью против
биокоррозии;
—	отсутствием необходимости в изоляции и электрохимиче-
ской защите;
143
—	повышенной пропускной способностью на 10-15 % благо-
даря гладкой внутренней поверхности;
—	снижением трудозатрат при сварочно-монтажных работах.
Вместе с тем необходимо учитывать и особенности полиэти-
леновых газопроводов, связанные со спецификой материала.
Прочность полиэтиленовых конструкций при статических и ди-
намических нагрузках ниже, чем прочность конструкций из угле-
родистых сталей. Предел прочности при одноосном растяжении
полиэтилена низкой и высокой прочности не превышает (500-
700)  104 МПа, в то время как предел прочности сталей на поря-
док выше и составляет (500-600) • 105 МПа. Пластмассовые газо-
проводы могут работать в относительно небольшом интервале
температур.
Полиэтиленовые трубы со временем стареют. Этот процесс
ускоряется под воздействием света, повышенных температур, на-
пряжений и поверхностно-активных сред. Срок службы полиэти-
леновых труб составляет около 50 лет. Для строительства распре-
делительных газопроводов применяют трубы, изготовленные из
полиэтилена низкого давления (ПНД).
В настоящее время трубы для газопроводов выпускают из по-
лиэтилена ПНД с маркировкой ГАЗ, изготовленные в соответ-
ствии с ТУ 6-19-352-87, а также трубы, специально предназначен-
ные для газопроводов из полиэтилена средней плотности (ПСП),
изготовленные по стандартам или ТУ, утвержденным в установ-
ленном порядке.
Используются трубы типов С-ГАЗ — для газопроводов низко-
го и среднего давления и Т-ГАЗ для газопроводов высокого давле-
ния II категории (Т — тяжелый тип).
В настоящее время полиэтиленовые трубы классифицируют
по ТУ 6-19-352-87 на два типа труб С, Т (средний и тяжелый с на-
ружным диаметром 20-620 мм). Каждый тип труб рассчитан со-
ответственно на рабочее давление 0,25 и 0,4 МПа, которое может
быть в отдельных случаях повышено до 0,3 и 0,6 МПа. Основные
размеры труб ПНД приведены в табл. 6.1. Трубы диаметром 63-
160 мм изготавливают смотанными в бухты, а трубы диаметром
225 мм выпускают длиной 6 или 12 м.
144
Таблица 6.1
Основные размеры труб ПНД
Средний наружный диаметр, мм		Толщина стенок труб типа С, мм		Толщина стенок труб типа Т, мм	
Номинал	Предел отклонения	Номинал	Предел отклонения	Номинал	Предел отклонения
63	1,2	3,6	0,6	5,8	0,8
110	1,9	6,3	0,9	10,0	1.2
160	2,6	9,1	1,2	14,6	1,7
225	2,9	12,8	1,5	20,5	2,3
Условия прокладки полиэтиленовых газопроводов регламен-
тированы СНиП 42-01-2001.
Полиэтиленовые трубы для строительства газопроводов при-
меняются в зависимости от давления и состава газа с учетом неко-
торых требований, указанных в этих СНиП. В городах и других
населенных пунктах, в том числе и для реконструкции подземных
стальных газопроводов, разрешается применять полиэтиленовые
трубы для газопроводов с давлением газа в них не более 0,3 МПа
(3 кГс/см2). Для газопроводов высокого давления до 0,6 МПа раз-
решается применение полиэтиленовых труб только на межпосел-
ковых газопроводах (сельского типа). Трубы должны быть длин-
номерные в бухтах, катушках или на барабанах; если будут приме-
няться трубы мерной длины, то соединение труб необходимо вы-
полнять муфтами с закладными нагревателями с проверкой всех
соединений физическими методами контроля. Требования по раз-
рыву между полиэтиленовыми газопроводами и другими подзем-
ными коммуникациями, а также зданиями и сооружениями регла-
ментированы указанными выше СНиП, т. е. они остаются такими
же, как и для стальных газопроводов.
Соединение труб. Основной способ соединения стальных
труб при сооружении газопроводов — сварка, обеспечивающая
прочность, плотность, надежность и безопасность эксплуатации
газопроводов.
При этом применяют только такие методы сварки, которые
обеспечивают надежную плотность сварного соединения; предел
145
прочности сварного соединения не менее нижнего предела проч-
ности металла труб; угол загиба не менее 120° при всех видах элект-
роду говой сварки и не менее 100° при газовой и контактной сварках
Для сооружения распределительных и внутриобъектовых га-
зопроводов наибольшее распространение получила ручная элект-
родуговая и газовая сварка.
Газовая сварка применяется при сварке труб диаметром
до 50 мм и толщиной стенок не более 5 мм и осуществляется
за счет тепла, выделяющегося при сгорании ацетиленово-кисло-
родной смеси.
Помимо сварных соединений на газопроводах применяют
разъемные соединения, которые используют в местах установки
отключающих устройств, компенсаторов, регуляторов давления,
контрольно-измерительных приборов и другой арматуры.
К соединительным частям и деталям газопроводов и газового
оборудования относят отводы, тройники, переходы, фланцы,
заглушки, муфты, контргайки, стоны и др
Изолирующие фланцы устанавливают на газопроводах для
предотвращения движения блуждающих токов из одной части
трубопровода в другую. Во фланцевом соединении, состоящем из
свободных фланцев на приварных кольцах, устанавливают ди-
электрические прокладки из паронита, текстолита, клингерита
и др. Между приварными кольцами помещают текстолит, а для
изоляции болтов используют изолирующие гильзы и шайбы.
Для соединения полиэтиленовых труб применяют контакт-
ную сварку встык или в раструб. Соединяемые поверхности на-
гревают до 200 °C, после чего концы труб сближают и осаживают
под давлением. Винипластовые трубы сваривают или склеивают.
Для разъемных соединений пластмассовых труб, а также для их
соединения с металлическими газопроводами используют фланцы.
6.3.	ГАЗОВАЯ АРМАТУРА И ОБОРУДОВАНИЕ
Газовой арматурой называют различные приспособления
и устройства, монтируемые на газопроводах, аппаратах и прибо-
рах, с помощью которых осуществляют включение, отключение,
146
изменение количества, давления или направления газового пото-
ка> а также удаление газов.
Требования к выбору газовой арматуры. При выборе газо-
вой арматуры необходимо учитывать следующие свойства метал-
лов и сплавов:
—	природный газ не воздействует на черные металлы, поэтому
газовую арматуру можно изготавливать из стали и чугуна;
—	из-за более низких механических свойств чугунную арма-
туру можно применять при давлении не более 1,6 МПа;
—	при выборе чугунной арматуры необходимо создать такие
условия, чтобы ее фланцы не работали на изгиб;
—	при существующих допустимых нормах содержания серо-
водорода в газе (2 г на каждые 100 м3) последний практически не
воздействует на медные сплавы. Поэтому арматура для внутридо-
мового газового оборудования может быть из медных сплавов.
Классификация газовой арматуры. По назначению суще-
ствующие виды газовой арматуры подразделяют на:
—	запорную — для периодических герметичных отключений
отдельных участков газопровода, аппаратуры и приборов;
—	предохранительную — для предупреждения возможности
повышения давления газа сверх установленных пределов;
—	арматуру обратного действия — для предотвращения дви-
жения газа в обратном направлении;
—	аварийную и отсечную — для автоматического прекраще-
ния движения газа к аварийному участку при нарушении заданно-
го режима.
Вся арматура, применяемая в газовом хозяйстве, стандарти-
зирована. По принятому условному обозначению шифр каждого
изделия арматуры состоит из четырех частей.
На первом месте стоит номер, обозначающий вид арматуры
(табл. 6.2). На втором — условное обозначение материала, из ко-
торого изготовлен корпус арматуры (табл. 6.3). На третьем — ука-
зывается порядковый номер изделия. На четвертом месте — ус-
ловное обозначение материала уплотнительных колец: бр — брон-
за или латунь; нж — нержавеющая сталь; р — резина; э — эбонит;
бт — баббит; бк — в корпусе и на затворе нет специальных уплот-
нительных колец.
147
Таблица 6.2
Условные обозначения видов арматуры
Виды арматуры	Обозначение вида	Виды арматуры	Обозначение вида
Краны для трубопроводов	И	Клапаны обратные поворотные	19
Вентили запорные	14 и 15	Клапаны регулирующие	25
Клапаны обратные подъемные	16	Задвижки запорные	30 и 31
Клапаны предохрани- тельные	17	Затворы	32
Таблица 6.3
Условные обозначения материалов корпуса
Материалы корпуса	Обозначение материала	Материалы корпуса	Обозначение материала
Сталь углеродистая	С	Латунь и бронза	б
Сталь кислотостойкая	нж	Винипласт	вп
и нержавеющая			
Чугун серый	ч	Сталь легированная	лс
Чугун ковкий	кч	Алюминий	а
Например, обозначение крана типа 11Б10бк можно расшиф-
ровать так: 11 — вид арматуры (кран), б — материал корпуса
(латунь), 10 — порядковый номер изделия, бк — тип уплотнения
(без колец).
Большинство видов арматуры состоит из запорного или дрос-
сельного устройства. Эти устройства представляют собой закры-
тый крышкой корпус, внутри которого перемещается затвор.
Перемещение затвора внутри корпуса относительно его седел
изменяет площадь прохода газа, что сопровождается изменением
гидравлического сопротивления.
Запорная арматура. К запорной арматуре относят различные
устройства, предназначенные для герметичного отключения от-
дельных участков газопровода. Кроме того, они необходимы для
148
обеспечения быстроты открытия и закрытия, удобства в обслужи-
вании и малого гидравлического сопротивления.
В качестве запорной арматуры на газопроводах применяют
задвижки, краны, вентили, гидравлические затворы.
Важное значение имеет правильный выбор соответствующей
арматуры. Например, на газопроводах среднего и высокого давле-
ния преимущественно устанавливают задвижки и краны, а на га-
зопроводах низкого давления помимо задвижек монтируют также
гидрозатворы. На газопроводах, прокладываемых внутри помеще-
ний, в качестве запорной арматуры используют краны.
Наиболее распространенным видом запорной арматуры явля-
ются задвижки (рис. 6.3), в которых поток газа или полное его
Рис. 6.3. Задвижки:
а - параллельная с выдвижным шпинделем: 1 — корпус; 2 - запорные
диски; 3 — клин; 4 — шпиндель; 5 - маховик; 6 - сальниковая набивка;
7 — уплотняющие поверхности корпуса; б — клиновая с невыдвижным
шпинделем: 1 — клин; 2 - крышка; 3 - втулка; 4 — гайка; 5 — маховик;
6 — сальник; 7 — буртик; 8 — шпиндель
149
прекращение регулируют изменением положения затвора вдоль
уплотняющих поверхностей. Это достигается вращением шпинде-
ля, который может быть выдвижным или невыдвижным. Невыд-
вижной шпиндель при вращении маховика вращается вокруг сво-
ей оси вместе с маховиком. В зависимости от того, в какую сторо-
ну вращается маховик, нарезная втулка затвора перемещается по
резьбе на нижней части шпинделя вниз или вверх и соответствен-
но опускает или поднимает затвор задвижки. Задвижки с выдвиж-
ным шпинделем обеспечивают перемещение шпинделя и связан-
ного с ним затвора путем вращения резьбовой втулки, закреплен-
ной в центре маховика.
Для газопроводов с давлением до 0,6 МПа используют зад-
вижки из серого чугуна, а для газопроводов с давлением более
0,6 МПа — из стали.
Затворы задвижек могут быть параллельными и клиновыми.
У параллельных уплотнительные поверхности расположены па-
раллельно, между ними находится распорный клин: при закры-
тии задвижки клин упирается в дно задвижки и раздвигает диски,
которые своими уплотнительными поверхностями создают необ-
ходимую плотность. В клиновых затворах боковые поверхности
затвора расположены не параллельно, а наклонно. Причем эти
задвижки могут быть со сплошным затвором и затвором, состоя-
щим из двух дисков. На подземных газопроводах целесообразно
устанавливать параллельные задвижки.
Однако задвижки не всегда обеспечивают герметичность от-
ключения, так как часто уплотнительные поверхности и дно зад-
вижки загрязняются. Кроме того, при эксплуатации задвижек не
полностью открытым затвором диски истираются и приходят
в негодность.
Устранение указанных недостатков связано с большими труд-
ностями. Все отремонтированные и вновь устанавливаемые зад-
вижки необходимо проверять на плотность керосином. Для этого
задвижку следует установить в горизонтальное положение и за-
лить сверху керосин, с другой стороны затвор окрашивают мелом.
Если задвижка плотная, то на затворе не будет керосиновых пятен.
На подземных газопроводах задвижки монтируют в специаль-
ных колодцах из сборного железобетона или красного кирпича.
150
Перекрытие колодца должно быть съемным для удобства его
разборки при ремонтных работах.
В местах пересечения газопроводами стенок колодца устанав-
ливают футляры, которые для плотности заделывают битумом.
Молодцы должны быть водонепроницаемыми.
Удобнее обслуживать краны (рис. 6.4) с принудительной
смазкой. Герметизация в кране достигается за счет введения меж-
ду уплотняющими поверхностями специальной консистентной
смазки под давлением. Заправленная в пустотелый канал верхней
части пробки смазка при завинчивании болта 1 нагнетается по ка-
налам 4 в зазор между корпусом и пробкой. Пробка несколько
приподнимается вверх, увеличивая зазор и обеспечивая легкость
доворота. Шариковый клапан 2 и латунная прокладка 3 предотв-
эащают выдавливание смазки и проникновение газа наружу.
Рис. 6.4. Чугунный кран со смазкой под давлением:
1 — болт; 2 — шариковый клапан; 3 - прокладка; 4 — каналы; 5—основа-
ние пробки
151
Помимо кранов со смазкой применяют простые поворотные
краны, которые подразделяют на натяжные, сальниковые и само-
уплотняющиеся. Эти краны устанавливают на надземных и внут-
риобъектовых газопроводах и вспомогательных линиях (импуль-
сные и продувочные газопроводы, головки конденсатосборников,
вводы).
В натяжных кранах взаимное прижатие уплотнительных по-
верхностей пробки и корпуса достигается навинчиванием натяж-
ной гайки на резьбовой конец пробки, снабженный шайбой.
Гидравлические затворы (рис. 6.5) являются простым и плот-
ным запорным устройством для подземных газопроводов низкого
давления. Преимущества гидрозатвора: отсутствие необходимо-
Рис. 6.5. Гидравлические затворы:
1—корпус; 2 - трубка; 3 - подушка под ковер железобетонная; 4—муфта;
5 — пробка; 6 — прокладка; 7 - - продувочный патрубок; 8 — кожух; 9 —
внутренняя трубка; 10 — газопровод; 11 - - электрод заземления
152
сТи в сооружении колодца, надежность и плотность отключения,
возможность использования в качестве сборников конденсата.
Как видно из рис. 6.5, через верхнюю часть горшка проходит
трубка диаметром 25 мм; нижняя часть трубки скошена для уве-
личения ее площади и предотвращения засорения. Трубку выво-
дят под ковер и закрывают дюймовой пробкой. В гидравлических
затворах высота столба воды должна быть на 200 мм больше, чем
максимальное рабочее давление газа.
Для отключения подачи газа пробку на стояке отвертывают
и заливают в затвор воду или другую жидкость, уровень которой
зависит от давления газа. Уровень воды в гидравлическом затворе
замеряют металлическим прутиком, опущенным через трубку.
Для возобновления подачи газа жидкость из гидрозатвора удаля-
ют ручным насосом или мотонасосом.
В гидрозатворе усовершенствованной конструкции установ-
лена дополнительная продувочная трубка диаметром 40 мм, к ко-
торой приварен отвод диаметром 20 мм. Трубка для откачки воды
проходит через продувочный стояк. Подключение плечей гидро-
затвора на разных уровнях обеспечивает одновременное отключе-
ние газопровода и продувку газа. В этом случае достаточно залить
водой только нижнюю часть горшка и вывернуть пробку для про-
дувки газа.
На газопроводах часто применяют шаровые краны, которые
имеют все преимущества кранов с коническими пробками. Их
конструкция исключает возможность заедания шара-пробки
в гнезде корпуса. Уплотнительный контакт сохраняется по ок-
ружности вокруг прохода в случаях неизбежной технологической
разности углов корпуса и пробки за счет перепада давления,
Пробка и корпус крана благодаря сферической форме имеют
меньшие габаритные размеры и массу, а также большую проч-
ность и жесткость. Шаровые краны менее чувствительны к неточ-
ностям изготовления и обеспечивают лучшую герметичность.
Изготовление их менее трудоемко.
Конструкция шарового крана с ручным приводом типа КЩ
приведена на рис. 6.6. Такой кран, который размещают в корпусе
1, имеет поворотный затвор 2, уплотняемый двумя седлами 3. По-
ворот затвора осуществляют с помощью шпинделя 4. Шпиндель
153
Рис. 6.6. Шаровой кран с ручным приводом для трубопроводов неболь-
ших диаметров
уплотняют резиновыми кольцами 7 и 8. Поворот шпинделя 4
с затвором 2 осуществляют рукояткой 6. Корпус 1 с обеих сторон
закрывают фланцами 5 и 11, уплотняемыми резиновыми кольца-
ми 9. Соединение фланцев с корпусом обеспечивают болтами 10,
уплотнения крана — уплотнительными кольцами, изготовленны-
ми из фторопласта-4, полиэтилена, капрона и др.
Усилие на уплотняющих кольцах создается действием давле-
ния среды на пробку крана. Наибольшее распространение имеет
шаровой кран с плавающей пробкой. Давление в нем можно
создавать вследствие разности давлений до и после затвора, а так-
же с помощью затяжки крышки натяжными болтами.
Выпускают также краны с плавающими кольцами. В них дав-
ление на уплотнительные кольца частично воспринимается под-
шипниками.
Конденсатосборники. Опыт эксплуатации подземных газо-
проводов показывает, что в них часто обнаруживают воду и кон-
154
денсат. В составе конденсата преобладает вода, которая выделяет-
ся из влажных газов при понижении их температуры. Помимо
воды из газа конденсируются тяжелые углеводороды. Иногда в га-
зопроводах обнаруживают воду, оставшуюся в них при производ-
стве строительных работ. Для сбора и удаления конденсата и воды
в низких точках газопроводов сооружают конденсатосборники
(рис. 6.7).
В зависимости от влажности транспортируемого газа они мо-
гут быть большей емкости — для влажного газа и меньшей — для
сухого газа. В зависимости от величины давления газа их разделяют
на конденсатосборники низкого, среднего и высокого давления.
Рис. 6.7. Конденсатосборники:
а - высокого давления; б - низкого давления; 1 — кожух; 2 — внутренняя
трубка; 3 — контакт; 4 — контргайка; 5 - кран; 6 — ковер; 7 — пробка; 8 —
подушка под ковер железобетонная; 9 - электрод заземления; 10 — кор-
пус конденсатосборника; 11 - газопровод; 12 — прокладка; 13 - - муфта;
14 — стояк
155
Конденсатосборник низкого давления представляет собой ем-
кость, снабженную дюймовой трубкой. Как и у гидрозатвора, эта
трубка выведена под ковер и заканчивается муфтой и пробкой
Через трубку удаляют конденсат, продувают газопровод и замеря-
ют давление газа.
Эксплуатация конденсатосборников низкого давления и гид-
равлических затворов в условиях низких температур представля-
ет определенные трудности.
Конденсатосборники среднего и высокого давления по конст-
рукции несколько отличаются от конденсатосборников низкого
давления. В них имеется дополнительная защитная трубка, а так-
же кран на внутреннем стояке. Отверстие в верхней части стояка
служит для выравнивания давления газа в стояке и футляре. Если
бы отверстия не было, то конденсат под давлением газа постоянно
заполнял бы стояк, что при пониженных температурах вызывает
замерзание конденсата и разрыв стояков.
Под действием давления газа происходит автоматическая от-
качка конденсата.
При закрытом кране газ оказывает противодействие на кон-
денсат, который под действием своей массы опускается вниз. При
открывании крана противодействие прекращается и конденсат
выходит на поверхность. Чем больше давление газа, тем быстрее
и лучше будет опорожняться конденсатосборник.
Компенсаторы. Газопровод длиной в 1 км при нагревании на
1 °C удлиняется в среднем на 12 мм. Под действием температурных
изменений возникают усилия, которые могут привести к сжатию
или растяжению газопроводов Если газопровод не имеет возможно-
сти свободно изменять свою длину, то в стенках газопровода возник-
нут дополнительные напряжения. В процессе эксплуатации назем-
ных газопроводов величина изменения температуры может дости-
гать нескольких десятков градусов, что вызывает напряжения
в несколько десятков МПа. Поэтому для предотвращения разруше-
ния газопроводов от температурных усилий необходимо обеспечить
его свободное перемещение. Устройствами, обеспечивающими сво-
бодное перемещение труб, являются компенсаторы — линзовые
лиро- и П-образные. На подземных газопроводах наибольшее
распространение получили линзовые компенсаторы (рис. 6.8).
156
Рис. 6.8. Линзовый компенсатор:
1 — патрубок; 2 - фланец; 3 - рубашка; 4 5 - ребро; 6 — лапа; 7 - гайка;
8 — тяга
Компенсатор имеет волнистую поверхность, которая меняет
свою длину в зависимости от температуры газопровода и предох-
раняет его от деформаций.
Линзовые компенсаторы изготовляют сваркой из штампован-
ных полулинз. Для уменьшения гидравлических сопротивлений
и предотвращения засорения внутри компенсатора устанавлива-
ют направляющий патрубок, приваренный к внутренней поверх-
ности компенсатора со стороны входа газа. Нижнюю часть линз
через отверстия в направляющем патрубке заливают битумом для
предупреждения скопления и замерзания в них воды. При монта-
же компенсатора в зимнее время его необходимо немного растя-
нуть, в летнее — сжать стяжными тягами. После монтажа тяги
надо снять.
Компенсаторы при установке их рядом с задвижками или
другими видами запорных и регулирующих устройств обеспечи-
вают возможность свободного демонтажа фланцевой арматуры
и замены прокладок.
Компенсаторы при наличии чугунной арматуры необходимо
устанавливать в колодцах и на газопроводах, проложенных по мо-
стам и эстакадам.
157
Рис. 6.9. Резинотканевый компенсатор
Лиро- и П-образные компенсаторы устанавливают в малога-
баритных колодцах и наружных газопроводах.
Резинотканевые компенсаторы (рис. 6.9) способны восприни-
мать деформации не только в продольном, но и в поперечном на-
правлениях. Это позволяет использовать их для газопроводов,
прокладываемых на территориях горных выработок и в районах
с явлениями сейсмичности.
6.4.	ПРИЕМКА И ВВОД ГАЗОПРОВОДОВ
В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
Приемку законченного строительством объекта системы газо-
снабжения, сооруженного в соответствии с проектом и требовани-
ями СНиП 42-01-2001, должна производить приемочная комис-
сия. В состав приемочной комиссии включают представителей:
заказчика (председатель комиссии), генерального подрядчика
и эксплуатационной организации (предприятия газового хозяй-
ства или газовой службы предприятия). Представителя органов
Госгортехнадзора Российской Федерации включают в состав
приемочной комиссии при приемке объектов, подконтрольных
этим органам.
Генеральный подрядчик на каждый законченный объект сис-
темы газоснабжения предъявляет приемочной комиссии в одном
экземпляре следующую документацию:
158
—	комплект рабочих чертежей на строительство предъявляе-
мого к приемке объекта с надписями, сделанными лицами, ответ-
ственными за производство строительно-монтажных работ, о со-
ответствии выполненных в натуре работ этим чертежам или вне-
сенным в них проектной организацией изменениям;
—	сертификаты заводов-изготовителей (их копии; извлече-
ния из них, заверенные Дицом, ответственным за строительство
объекта) на трубы, фасонные части, сварочные и изоляционные
материалы;
—	технические паспорта заводов-изготовителей или их копии
на оборудование, узлы, Соединительные детали, изоляционные
покрытия, изолирующие фланцы, арматуру диаметром свыше
100 мм, а также другие документы, удостоверяющие качество обо-
рудования (изделий);
—	строительный паспорт и протоколы проверки качества
сварных стыков по формам СНиП 42-01-2001;
—	акт разбивки и передачи трассы для подземного газопровода;
—	журнал учета работ (для подземных газопроводов протя-
женностью свыше 100 м) по требованию заказчика;
—	акт приемки предусмотренных проектом установок элект-
рохимической защиты;
—	схему сварных стыцов подземных газопроводов
Приемочная комиссия должна проверить представленную ис-
полнительную документдцИЮ и соответствие смонтированного
газопровода этой документации, требованиям СНиП и Правил
безопасности в газовом хозяйстве Госгортехнадзора РФ.
Комиссия имеет право проверить любые участки газопровода:
провести разборку, просвеЧивание или вырезку стыков, а также
повторное испытание газопроводов.
Если объект принят, то оформляют акт, являющийся разре-
шением на ввод газопроводов в эксплуатацию.
Важный этап ввода газопроводов в эксплуатацию — их испы-
тание на прочность и герметичность.
Испытание газопроводов на прочность и герметичность.
Газопроводы на прочность и герметичность испытывают возду-
хом. Испытанием на прочность проверяют качество сварных со-
единений и механическую прочность труб. Для удобства выявле-
159
ния и устранения различных дефектов газопровод присыпают
высоту 20-25 см, места соединений оставляют доступными
осмотра. Стыки сварных соединений газопроводов низко/1
и среднего давлений не изолируют и не засыпают, за исключением
случаев, когда все стыки проверены физическими методами копт
роля. При испытаниях на прочность газопровод выдерживают не
менее 1 ч под давлением, после чего давление снижают до величи-
ны, необходимой для испытания на герметичность.
Испытание на герметичность производят после засыпки газо-
провода и выравнивания температуры воздуха в газопроводе
с температурой грунта, окружающего газопровод. Длительность
испытания не менее 24 ч. Газопровод считается выдержавшим ис-
пытание на герметичность, если фактические падения давления за
время испытания не превышают допустимой величины, определя-
емой по соответствующим формулам.
Если потеря давления больше допустимой, то газопровод до
устранения дефектов в эксплуатацию не принимают. На проч-
ность и герметичность испытывают также газопроводы и армату-
ру, установленные в ГРП.
Испытание можно проводить в целом или по частям (до
и после регулятора давления газа). Если испытание проводят
в целом, то нормы испытательных давлений принимают по давле-
нию газа до регулятора. При испытании ГРП по частям нормы ис-
пытательных давлений принимаются отдельно до регулятора дав-
ления и после него.
160
ГЛАВА 7
ВНУТРЕННИЕ УСТРОЙСТВА
ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
7 I. УСТРОЙСТВО ВНУТРЕННИХ ГАЗОПРОВОДОВ
}£илые здания, коммунально-бытовые и промышленные пред-
приятии снабжают газом от газопроводов низкого или среднего дав-
ления через ГРП. Схема газоснабжения включает ответвления от
распреДелительного газопровода, ввод к потребителю газа, вводный
газопровод в кожухе через стену здания, внутренние газопроводы.
Проект газификации дома включает в себя поэтажный план
дома 1А схему газовой сети (рис. 7.1). На поэтажный план наносят
внутренние газовые сети и места установки газовых стояков с обо-
значением их диаметров. На схеме обозначают все внутренние га-
зопроводы от вводов до отпусков на газовые приборы с указанием
места расположения отключающих устройств.
Газопроводы вводят в жилые и общественные здания через
нежилые помещения, доступные для осмотра труб. На вводе газо-
провода в здания устанавливают отключающее устройство, кото-
рое монтируют снаружи здания. Место установки должно быть
доступно для обслуживания и быстрого отключения газопровода.
Участки вводных газопроводов, пересекающие стены и пере-
городки, следует заключать в стальные футляры. В пределах фут-
ляра газопровод не должен иметь стыковых соединений, а про-
странство между ним и футляром необходимо заделывать про-
смоленной паклей, резиновыми втулками или другим эластич-
ным материалом.
Разводящие газопроводы прокладывают по верху стен пер-
вого э'гажа.
Газовые стояки представляют собой вертикально располо-
женной газопровод, проходящий через все этажи. Стояки про-
161
6-187
Рис. 7.1. Поэтажный план и схема газовой сети дома:
а - поэтажный план; б — схема
162
кладывают в кухнях, лестничных клетках или коридорах. Нельзя
прокладывать стояки в жилых помещениях, ванных комнатах
и санитарных узлах. Стояки следует прокладывать через перекры-
тия внутри футляров, которые заделывают под перекрытием
заподлицо, а сверху оставляют выступающими не менее чем на 3 см.
Газопроводы в зданиях выполняют из стальных труб и про-
кладывают открыто. При соответствующем обосновании допуска-
ют скрытую проводку в бороздах стен, которые закрывают щита-
ми с отверстиями для вентиляции.
Все соединения квартирной разводки выполняют сварными,
за исключением мест присоединения приборов и кранов, их вы-
полняют на резьбе.
Установку отключающих устройств на газопроводах, прокла-
дываемых в жилых и общественных зданиях (за исключением
предприятий общественного питания и предприятий бытового
обслуживания производственного характера) следует предусмат-
ривать: для отключения стояков, обслуживающих более пяти эта-
жей; перед счетчиками (если для отключения счетчика нельзя ис-
пользовать отключающее устройство на вводе); перед каждым
газовым прибором, печью или установкой; на ответвлениях к ото-
пительным печам или приборам.
7.2. БЫТОВЫЕ ГАЗОВЫЕ ПРИБОРЫ
В жилых домах устанавливают газовые плиты различной кон-
струкции, емкостные и проточные водонагреватели, газовые ма-
лометражные котлы и газифицированные отопительные печи.
Реже можно встретить газовые камины и калориферы, газовые хо-
лодильники. В общественных зданиях и коммунально-бытовых
предприятиях устанавливают также газовые плиты ресторанного
типа, пищеварочные котлы, газовые кипятильники и др.
Газовые приборы характеризуют следующими показателями:
номинальной тепловой нагрузкой (в Вт); коэффициентом полез-
ного действия (в %); расходом газа (в м3/ч); давлением газа перед
прибором (в кПа); содержанием оксида углерода в продуктах сго-
рания газа (в %).
163
Тепловая нагрузка газового прибора — полученное при
сжигании газа в единицу времени количество теплоты
0,-в^
где Вт — расход газа, м3/ч;
Он — низшая теплота сгорания газа, приведенная к нормаль-
ным условиям, кДж/м3.
Теплопроизводительность газового прибора QT — количество
теплоты, воспринятое нагреваемым телом в единицу времени
(в Вт),
О = тс(Т2-Т\),
где m — масса нагреваемого тела, кг;
с —удельная массовая теплоемкость нагреваемого тела,
кДж/кг (кг • К);
71, Т2 — температура тела до начала нагрева и после его окончания, К.
Коэффициент полезного действия (к. п. д) газового прибо-
ра — отношение теплопроизводительности к тепловой нагрузке
газового прибора
Для бытовых газовых плит к. п. д. должен быть не менее 56 %,
для водонагревателей — не менее 80 %.
Номинальной нагрузкой прибора считается нагрузка, при ко-
торой получают наибольшую полноту сгорания газа при макси-
мальном к. п. д. прибора. Номинальная теплопроизводительность
определяется при номинальной нагрузке.
При номинальной тепловой нагрузке прибора содержание ок-
сида углерода в продуктах сгорания газовых плит не должно пре-
вышать 0,01 %.
7.2.1.	Бытовые газовые плиты
Плиты различают напольные и настольные (переносные). На-
стольные плиты не имеют духового шкафа, их называют таганами.
164
в эксплуатации находятся плиты четырех-, трех- и двухкон-
форочные.
По исполнению плиты выпускают обычной и повышенной
комфортности.
Плиты изготовляют для работы на природном газе с номи-
нальным давлением 1300,2000 Па и на сжиженном газе — 3000 Па
(табл. 7.1). Газовые плиты рассчитаны на сжигание с теплотой сгора-
ния (в кДж/м3) природного газа — 35530, сжиженного газа — 96140.
Газовые плиты повышенной комфортности имеют освещение
духовки, горелку стола повышенной мощности, краны горелок
стола с фиксированным положением "малое пламя", устройство
для регулирования горизонтального положения стола. Кроме
того, они могут быть оборудованы горелкой стола пониженной
мощности, электророзжигом горелок стола и духовки, жарочной
горелкой духовки, вертелом с электрическим или ручным приво-
дом, терморегулятором, автоматикой контроля горелок.
Конструкция горелок газовых плит одинакова для всех типов
плит и обеспечивает горение газа без проскока и отрыва пламени
при изменении тепловой мощности горелок стола от 0,25 до 1,2,
а горелок духовки от 0,3 до 1,2 от номинального значения. Мощ-
ность основной горелки духовки должна обеспечивать нагрев ду-
ховки до температуры: на 250 °C превышающей температуру по-
мещений, не более чем за 20 мин; до максимальной температуры не
ниже 290 °C; до минимальной — не выше 165 °C (ГОСТ 10978-85).
Таблица 7.1
Номинальные диаметры (в мм) сопел горелок газовых плит
Характеристика горелок	Природный газ		Сжиженный газ
	Давление газа, Па		
	1300	2000	3000
Мощность горелки, кВт: пониженная 0,7	0,73	0,65	0,48 нормальная 1,9	1,25	1,1	0,75 повышенная 2,8	1,48	1,33	0,93 Мощность основной горелки	1,78	1,65	1,1 духовки 3,9 кВт			
165
Основным разработчиком газовых плит и другой газовой ап-
паратуры является Донецкое научно-производственное объедине-
ние по разработке и выпуску газовой аппаратуры (ДНПО "Газо-
аппарат").
Тольяттинским политехническим институтом установлена
эффективность применения рециркуляции продуктов сгорания
в горелках бытовых газовых плит для снижения содержания
оксидов азота и углерода в продуктах сгорания, что позволяет
улучшить санитарно-гигиенические условия газифицированных
помещений.
7.2.2.	Газовые плиты предприятий общественного питания
Для предприятий общественного питания выпускают секци-
онные газовые плиты с жарочным шкафом типа ПГС-2МА. По за-
явке заказчика плиту ПГС-2МА можно поставлять с водогрейным
устройством для получения при работе плиты горячей воды с тем-
пературой 70-80 °C для технологических и санитарных нужд,
а также комплектовать в двухсекционные блоки с общей сплош-
ной жарочной поверхностью.
Дымоход плиты, установленный в середине верхней части
каркаса плиты, разделен на три канала, обеспечивающих раздель-
ную вытяжку продуктов сгорания от горелок настила и жарочного
шкафа. Дымоход оборудован заслонками для регулирования тяги.
На плите установлены инжекционные горелки. Расположенные
под плитным настилом горелки имеют регулировочную шайбу
первичного воздуха, а горелка жарочного шкафа снабжена заслон-
кой для регулирования вторичного воздуха и шайбой для регули-
рования первичного воздуха.
Плита ПГС-2МА оборудована приборами автоматики безо-
пасности типа АБ (АРБ-18). Клапан-отсекатель автоматики
отключает подачу газа к горелкам при погасании пламени запаль-
ника и падении давления газа.
Техническая характеристика плиты ПГС-2МА
Площадь жарочного настила, м2.................................0,84
Число жарочных шкафов......................................... 1
166
газа перед горелкой, Па:
Номинальное давление
природного ........
1300
3000
18,2
..15
сжиженного................
ТепЛовая мощность горелок, кВт:
жарочного настила...........
жарочного шкафа...........
Средняя номинальная температура
жарочного настила, °C.............................................400
Время разогрева настила до номинальной
температуры, мин...................................................60
Средняя температура жарочного шкафа
при номинальном расходе газа, °C................................. 350
Разрежение в дымоходе, Па..........................................10
7.2.3.	Аппараты горячего водоснабжения
Водонагреватели проточные газовые изготавливают в соот-
ветствии с ГОСТ 19910-74. Проточные водонагреватели снабжа-
ют автоматикой безопасности, обеспечивающей доступ газа к за-
пальной и основной горелкам при наличии запального пламени
Таблица 7.2
Техническая характеристика проточных газовых водонагревателей
типа ВПГ
Показатель	Типы водонагревателей		
	ВПГ-20	ВПГ-23	ВПГ-29
Тепловая мощность основной горелки, кВт Номинальный расход природного газа, м3/ч	20	23	29
с числом Воббе от 41460 до 57780 кДж/м3 Коэффициент полезного действия, %,	2,34-1,81	2,58-2,12	2,94
не менее Расход воды при нагреве на 45 °C,	82	82	83
ям /мин, не менее Давление воды перед аппаратом, МПа: минимальное номинальное максимальное Разрежение в дымоходе для нормальной работы аппарата, Па Объемная доля оксида углерода в про- дуктах сгорания, %, не более	5,4	6,1 0,05 0,15 0,60 2 0,05	7,6
167
и протока воды, отключение запальной и основной горелки при
отсутствии разрежения в дымоходе (табл. 7.2).
Основными узлами проточных водонагревателей являются
газовая горелка инжекционного типа, теплообменник с огневой
камерой, блок автоматики, система отвода продуктов сгорания.
Наряду с выпускаемыми унифицированными моделями
ВПГ в эксплуатации находятся и другие, снятые с производ-
ства типы водонагревателей: КГ — колонка газовая; КГИ-56 —
усовершенствованная модель КГ; ВВК-3 и ВВК-5 — водогрейная
ванная колонка, ГВА-1 и ГВА-3 — газовый водонагреватель
автоматический; Л-1 и Л-3 — водонагреватели завода "Ленгазап-
парат".
7.2.4.	Аппараты емкостные газовые бытовые типа АГВ
Аппараты газовые водонагревательные АГВ-80 и АГВ-120
предназначены для местного отопления помещений и горячего
водоснабжения (ГОСТ 11032-80). Они работают по принципу на-
грева воды в емкости без принудительной циркуляции. Емкост-
ные водонагреватели оборудованы системой отвода продуктов
сгорания в дымоход, газогорелочным устройством и автоматикой
регулирования, отключающей газ при нагревании воды до задан-
ной температуры. Термоэлемент терморегулятора введен внутрь
бака. На газопроводе установлен электромагнитный клапан, кото-
рый срабатывает при погасании запального пламени и прекраще-
нии тяги в дымоходе (от датчика тяги).
В крышку аппарата АГВ-80 встроен предохранительный кла-
пан, представляющий собой цилиндр с колпачком, под которым
помещена мембрана из медной фольги толщины 0,04-0,05 мм.
В центре мембраны имеется отверстие, залитое сплавом Вуда
(температура плавления 105 °C. При давлении в баке более
600 кПа мембрана разрывается, а при перегреве воды свыше пре-
дельной температуры расплавляется сплав Вуда. Герметичность
системы восстанавливают, заменяя мембрану. В крышке бака
устанавливают термометр.
Аппарат АГВ-120 принципиально повторяет конструкцию
АГВ-80. Он отличается большей тепловой мощностью и блоком
168
автоматики регулирования, элементами которой являются силь-
фонный терморегулятор и заполненный керосином термобаллон.
Техническая характеристика аппаратов типа АГВ
Аппарат..........................................АГВ-80	АГВ-120
Тепловая мощность, кВт................................7	14
Теплопроизводительность, кВт....................... 5,7	11,3
Вместимость бака, дм3................................80	120
Площадь отапливаемых помещений, м3................до	60	85-100
Примечание- Время нагрева воды до 90 °C — 60-70 мин; диапазон регулирова-
ния нагрева воды — 40-90 °C.
7.2.5.	Аппараты отопительные газовые с водяным контуром
бытовые типа АОГВ
Аппараты АОГВ являются развитием моделей емкостных во-
донагревателей типа АГВ (табл. 7.3). Они предназначены для
местного водяного отопления жилых помещений с номинальным
давлением природного газа 1300 Па. Применение подогретой
аппаратом воды для приготовления пищи не разрешается.
Система отопления — с верхней разводкой магистрали горя-
чей воды и нижней разводкой обратной магистрали. Циркуляция
воды в системе естественная.
Таблица 73
Техническая характеристика аппаратов типа АОГВ
Показатель	АОГВ-11,6 (2216)	АОГВ-17,5 (2216-01)	АОГВ-23,2 (2216-02)	АОГВ-29 (2216-03)
Площадь отапливаемого помещения, м2	80	12,0	160	200
Тепловая мощность, кВт	11,6	17,5	23,2	29
Расход природного газа, м3/ч	1,17	1,76	2,34	2,93
Примечания. 1. Коэффициент полезного действия - не менее 83 %.
2.	Диапазон регулирования температуры воды — 5-90 °C.
3.	Объемная доля оксида углерода в продуктах сгорания —
не более 0,04 %.
4.	Минимальное разрежение в дымоходе 3 Па.
169
Основные узлы аппарата АОГВ: котел-теплообменник, то-
почное устройство с основной и запальной горелками, стабилиза-
тор тяги, автоматика безопасности и регулирования [13].
Терморегулятор закрывает клапан, отсекающий доступ газа
к основной горелке в случае, если температура воды достигла за-
данного значения. Аппарат переходит на режим "малого горения".
При понижении температуры на 5-10 °C от заданной терморегу-
лятор автоматически открывает газ на основную горелку. Аппара-
ты выпускают с терморегулятором, настроенным на максималь-
ную температуру нагрева воды 90 °C. При этом ручка терморегу-
лятора установлена против отметки шкалы "ГОР". Во втором
крайнем положении ручки против отметки "ХОЛ" температура
воды на выходе из водонагревателя будет поддерживаться на
уровне 75 °C.
Настройка терморегулятора на температуру воды свыше 95 °C
не допускается. При необходимости снизить температуру воды
на выходе аппарата ниже 75 °C следует уменьшить расход газа на
основную горелку прикрытием крана.
В случае падения давления газа, погасания пламени запаль-
ника или отсутствия тяги в дымоходе электромагнитный
клапан перекрывает поступление газа к запальной и основной
горелкам.
По окончании отопительного сезона по рекомендации завода-
изготовителя необходимо промыть систему отопления раствором
щелочи (0,5 кг кальцинированной соды на 10 л воды). Для этого
заполненную раствором систему нужно выдержать в течение двух
суток, затем раствор слить и промыть систему водой. На летнее
время систему отопления оставляют заполненной водой.
7.2.6.	Комбинированные аппараты типа АКГВ
Аппараты комбинированные газовые с водяным контуром
(АКГВ) предназначены для отопления помещений и горячего во-
доснабжения. Аппарат снабжен тягостабилизирующим устрой-
ством, датчиком тяги, блоком автоматики безопасности и регули-
рования, основной и запальной горелками, теплообменником
и змеевиком в верхней его части (табл. 7.4).
170
Таблица 7.4
Техническая характеристика аппаратов АКГВ
"	Показатель	|	АКГВ-11,6 (2215)	| АКГВ-23,2(2213)
Площадь отапливаемых помещений, м2	<80	<160
Тепловая мощность основной горелки, кВт	11,6	23,2
Расход природного газа, м3/ч	1,17	2,36
Объемная доля оксида углерода в про- дуктах сгорания, %, не более	0,04	0,05
Примечания. 1. Коэффициент полезного действия (в %), не менее: в режиме
отопления — 82; в режиме горячего водоснабжения — 75.
2. Диапазон регулирования температуры воды в теплообмен-
нике - 50-90 °C.
В летнее время аппарат может быть использован только для
горячего водоснабжения. Нагрев воды автоматический — по мере
открывания водоразборного крана.
7.2.7.	Печные газовые горелки
Печные газовые горелки устанавливают в бытовых отопи-
тельных печах при переводе их на сжигание газа.
Саратовский ГипроНИИгаз разработал для печей горелочное
устройство УГОП-НП-9 с теплоотдачей до 6 кВт. Устройство
применяют в печах без шиберов, оборудованных тягостабилиза-
торами, с режимами непрерывной и периодической топки.
В устройство УГОП-НП-9 входят: основная и запальная го-
релки, тягостабилизатор, датчики контроля тяги, горения, элект-
ромагнитный клапан. Основная и запальная горелки — инжекци-
онного типа. Основная горелка имеет специальную насадку, кото-
рая обеспечивает предварительный подогрев горючей смеси
в горелке и ее двухстадийное сжигание, а следовательно, высокий
к п. д. печи и минимальное содержание вредных примесей.
Автоматика безопасности обеспечивает прекращение подачи
газа к основной горелке при срыве пламени с запальной горелки
171
или отсутствии газа в газопроводе, а также при отсутствии или
недостатке тяги в топке и дымоходе печи. Устройство имеет два
режима работы — нормальный, когда работают основная и запаль-
ная горелки, и пониженный, когда работает только запальная
горелка. При работе на пониженном режиме кран основной горел-
ки должен быть закрыт.
Техническая характеристика горелочных устройств УГОП-НП-9
Тепловая мощность горелок, кВт:
основной и запальной.........................................9 •
запальной...................................................2,5
Номинальное давление природного газа, кПа....................1,3; 2
Содержание оксида углерода в сухих неразбавленных
продуктах сгорания, %, не более...............................0,05
Время отключения при прекращении подачи газа,
отсутствии пламени на запальнике или тяги, с, не более..........60
Отопительные печи могут быть также оборудованы другими
типами горелочных устройств и приборами автоматики безо-
пасности.
172
ГЛАВА 8
ХРАНИЛИЩА ПРИРОДНОГО ГАЗА
И ГА303АПРАВ0 ЧНЫЕ СТАНЦИИ
8.1.	МЕТОДЫ КОМПЕНСАЦИИ СЕЗОННЫХ, СУТОЧНЫХ
И ЧАСОВЫХ КОЛЕБАНИЙ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА
Потребление газа бытовыми, коммунальными и промышлен-
ными потребителями носит неравномерный характер.
Сезонные колебания потребления газа вызываются увеличе-
нием расхода газа на отопление в зимнее время.
Суточные колебания расхода газа по дням недели происходят
в результате увеличения потребления газа в воскресенье, празд-
ничные дни, а также из-за изменения расхода газа на отопитель-
ные нужды.
Часовая неравномерность расхода газа по часам суток вызы-
вается: уменьшением потребления газа на бытовые нужды в ноч-
ное время; значительным сокращением потребления газа на про-
мышленные нужды из-за сменности их работы; неравномерно-
стью потребления газа объектами коммунального хозяйства в те-
чение суток.
В качестве способов покрытия пика неравномерности потреб-
ления можно отметить следующие:
—	подземное хранение газа;
—	использование буферных потребителей;
—	использование баз сжиженного газа (пропана и бутана) для
получения пропан-воздушной смеси в часы пик;
—	использование баз сжиженного природного газа (метана);
—	создание резерва пропускной способности магистральных
газопроводов и газовых промыслов;
—	использование аккумулирующей емкости последних участ-
ков магистральных газопроводов;
173
—	использование аккумулирующей способности самого маги-
стрального газопровода на всей его протяженности;
Для каждого из этих способов имеется определенная область,
в которой газ используется наиболее эффективно.
Для покрытия сезонной неравномерности потребления ис-
пользуют подземные хранилища. При резких понижениях темпе-
ратуры воздуха в отопительный период эффективен перевод
крупных буферных потребителей на альтернативное топливо.
Вблизи городов можно также сооружать подземные хранилища
для сжиженных газов. Часовая неравномерность потребления газа
компенсируется с использованием аккумулирующей способности
последних участков газопроводов, отводов магистральных газо-
проводов к крупным потребителям и промышленным районам.
Значительная часть неравномерности расхода газа компенсирует-
ся за счет аккумулирующей способности разветвленной газорасп-
ределительной сети высокого давления в сельской местности.
Для хранения газа в газообразном состоянии можно приме-
нять газгольдеры. Газгольдерные станции, служащие для вырав-
нивания часовой неравномерности потребления газа, в настоящее
время не строят ввиду их высокой стоимости и большой металло-
емкости.
8.2.	АККУМУЛИРУЮЩАЯ СПОСОБНОСТЬ
МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА
Работа конечного участка магистрального газопровода от
компрессорной станции (КС) до ГРС характеризуется нестацио-
нарным режимом (постоянно изменяется отбор газа). В ночное
время потребление газа меньше подачи, и газ накапливается в га-
зопроводе. Накапливание газа вызывает повышение давления
в газопроводе, и количество газа, которое может аккумулировать
последний участок газопровода, зависит от максимально возмож-
ного давления в нем. При достижении максимально допустимого
давления в газопроводе дальнейшее накопление газа прекращает-
ся, т. е. аккумулирующая способность газопровода исчерпывает-
ся. Если отбор газа не станет больше или равным его поступле-
174
ни» необходимо уменьшить подачу КС. В дневное время потреб-
ление газа превышает подачу, газ, аккумулированный в последнем
участке газопровода, поступает в город и давление его падает.
Режим движения газа в конечном участке характеризуется
нестационарностью процесса. Нестационарный режим движения
газа наблюдается даже в тот момент, когда количество поступаю-
щего газа становится равным потреблению. Для стабилизации ре-
жима необходимо какое-то время, т. е. давление газа в конечном
участке газопровода устанавливается не сразу. Поскольку потреб-
ление газа изменяется непрерывно, то стабильная кривая давле-
ния не устанавливается и, следовательно, в конечном участке га-
зопровода режим нестационарный. Можно определить аккумули-
рующую способность приблизительно по следующим расчетным
режимам конечного участка газопровода. В момент, когда нагруз-
ка соответствует среднечасовому расходу, режим стационарный,
в остальные моменты (накопление и отбор газа) режимы нестацио-
нарные. Аккумулирующий объем магистрального газопровода,
определенный по приближенной методике, оказывается на 10-
15 % меньше действительного.
Для определения количества газа, которое способен аккуму-
лировать газопровод, необходимо определить количество его в га-
зопроводе при режимах, соответствующих моменту окончания
накопления газа в газопроводе, и при режимах, соответствующих
моменту, когда потребление газа уменьшается и становится рав-
ным среднечасовой подаче (т. е. моменту начала накопления газа).
Разница между количествами газа, находящегося в газопроводе
в первом и во втором случаях, равна аккумулирующей способно-
сти газопровода.
Оценку аккумулирующего объема газопровода QaK (при
То = 273,15 К ир0 = 0,1 МПа) можно определить из уравнений
стационарного режима газопровода
Л-02 jTq 1 Pep max Pep mm
—p„—'	<8 0
где Pcpmax иРср mm ~"сРеДние давления в газопроводе, соответ-
ственно относящиеся к режимам с макси-
мальным и минимальным давлением.
175
Среднее давление в газопроводе находят как
1£
Pcp=-^P(x)dx,	(8.2)
где
Х^) = ^Рн-(Рн~Рк)у-	(8.3)
После интегрирования (8.2) с учетом (8.3) получим
2 Рн~Рк 2( Рн }
Рс^о2----2о ^Н + -±Д— 
3 Рн~Рк Ч	Рн-Рк)
(8.4)
8.3.	ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА
Для подземного хранения газа используют естественные
пористые и проницаемые коллекторы, а также непористые и не-
проницаемые породы. Подземное хранение газа является наибо-
лее приемлемым и основным средством аккумулирования значи-
тельных объемов газа и регулирования подачи газа в соответствии
с сезонной неравномерностью газопотребления.
В процессе подземного хранения газа могут быть решены сле-
дующие основные задачи:
—	удовлетворение спроса на газ в период наибольшего газо-
потребления (пиковые нагрузки), связанного с отопительной на-
грузкой в зимнее время;
—	уменьшение капитальных вложений в магистральный газо-
провод и компрессорные станции;
—	обеспечение благоприятных условий для наиболее эконо-
мичного режима работы источников газа и магистрального газо-
провода с постоянной пропускной способностью;
—	создание необходимых запасов газа в определенных райо-
нах страны.
Наилучшими с точки зрения экономики и аккумулирующей
способности являются хранилища, созданные в истощенных газо-
176
вых и нефтяных месторождениях, так как отпадает необходи-
мость детального изучения этого уже эксплуатируемого ранее ме-
сторождения и сооружения большего числа эксплуатационных
скважин. Циклической эксплуатацией такого хранилища являет-
ся промышленное заполнение его газом.
Сооружение подземных хранилищ в водоносных пластах свя-
зано с детальным изучением самого пласта и разведывательно-
промышленной закачкой газа после строительства большого чис-
ла новых скважин.
На стадии планового задания на строительство магистрально-
го газопровода рассматривается вопрос о наиболее приемлемых
способах обеспечения равномерной работы газопровода независи-
мо от сезонной неравномерности газопотребления. В связи с этим
решается вопрос о необходимости, возможности и целесообразно-
сти строительства подземного хранилища газа. Решение этого
вопроса связано с определением графика потребления газа по ме-
сяцам, неделям, суткам и часам. На основании этих данных опре-
деляется объем газа, необходимый для выравнивания сезонной
неравномерности газопотребления, который может быть опреде-
лен тремя методами:
—	по числу градусной недостаточности и температуре и коли-
честву тепла, необходимого на один градусо-день недостатка тем-
пературы;
—	по нормам расхода газа на отопление по всем категориям
потребителей;
—	по коэффициентам месячной неравномерности газопотреб-
ления.
Наиболее надежным способом определения активной емко-
сти подземного хранилища газа является определение ее по коэф-
фициентам месячной неравномерности. При отсутствии данных
о годовом потреблении газа для ориентировочных расчетов
активной емкости газохранилища используют формулу
Ga =2гот«Р + 2гиоП,	(8.5)
где Qr от — годовое потребление газа на отопление;
От.и о ~ годовая потребность в газе за исключением отопления;
177
a — коэффициент, учитывающий, что не весь газ, идущий
на отопление, входит в активный объем газохранилища
(а = 0,4-0,8);
Р — коэффициент, учитывающий изменения климата в рас-
сматриваемом районе (Р = 1,2-1,5);
т] — коэффициент, учитывающий повышение расхода газа
на технологические нужды зимой (ц = 1,01-1,02).
Производительность газохранилища определяется графиком
годового потребления газа. При этом максимальная производи-
тельность
?max = (l>5-2,O)Qa/no,
где п0 — число дней отбора газа из газохранилища.
При определении общего объема газохранилища необходимо
учитывать наличие буферного (остаточного) газа, постоянно на-
ходящегося в хранилище в период его эксплуатации, количество
которого зависит от режима работы подземного хранилища газа.
При газовом режиме эксплуатации, когда во время работы
вода в хранилище не поступает, объем буферного газа можно оп-
ределить по формуле
(8.6)
Рст
где Qf, —объем буферного газа, приведенный к стандартному дав-
лению рп и пластовой температуре Гпл;
Q—объем парового пространства газонасыщенного кол-
лектора;
pmm б —минимальное (буферное) рабочее давление в конце
периода отбора газа;
Zg —коэффициент сжимаемости природного газа при pmm g
И ^пл>
ZCT = 1.
С учетом технических и экономических факторов объем
буферного газа лежит в пределах 60-120 % от объема газа, подле-
жащего хранению.
Максимально допустимое давление в хранилище определяет-
ся по формуле
178
-Ртахд—Poi ЛгД]
(8.7)
пх — боковое горное давление;
где/'бг , .
qr—коэффициент, зависящий от угла внутреннего трения ср
горной породы;
ртс — гидростатическое давление;
Pv с — Pcpg77()’
рср —средняя плотность пород, рср = 2650 кг/м3;
Hq — общая мощность пород разреза под кровлей газохра-
нилища.
Для пластичных пород
1,73 — tgcp
l,73 + 2tg(p
(8.8)
При наличии глинистой покрышки мощностью более 3 м мак-
симально допустимое давление можно определить по формуле
Ртахд ЛоРвй'Т/о,	(8.9)
где т]0 —коэффициент, зависящий от степени надежности
покрышки, доброкачественности цементажа и техноло-
гии хранения газа, т|0 = 1,3-1,5;
рв — плотность воды.
Закачка газа происходит при переменном давлении и расходе
закачиваемого газа. Компрессорные станции на ПХГ с компрес-
сорными закачкой и отбором должны иметь большой диапазон
регулирования подачи — от 5 % в период первоначального запол-
нения до 100 % при проектной приемистости коллектора. Диапа-
зон рабочих давлений КС определяется пластовым давлением,
давлением в подводящем газопроводе и потерями давления в пла-
сте, скважинах и шлейфах. В зависимости от степени подвижно-
сти пластовых вод режим пласта приближается к газовому (для
истощенных месторождений) или к водонапорному. Высокое дав-
ление закачки увеличивает эффективность ПХГ. Следует учиты-
вать, что давление в призабойной зоне в период хранения может
значительно падать.
Закачиваемый в сводовую часть куполообразной структуры
179
газ образует там газовый "пузырь", а вода оттесняется к краям
структуры. При вытеснении воду из пласта можно удалить через
разгрузочные скважины, а при оттеснении — перемещать по водо-
носной системе. Кровля может быть представлена плотными пла-
стичными глинами или крепкими известняками и доломитами
при отсутствии трещин и разломов, что при толщине кровли 5-
15 м на глубине 300-1000 м достаточно для предотвращения уте-
чек газа. Наиболее экономичным считают ПХГ на глубине 300-
600 м. В настоящее время ПХГ стремятся создать при каждом
крупном районе потребления газа.
Технологическая схема подземного хранилища газа должна
позволять производить сбор, замер количества, распределение
и обработку газа при отборе и закачке его в хранилище. Перед за-
качкой в хранилище газ подвергают компримированию до необ-
ходимого давления (12-15 МПа). Применяемые технологические
схемы ПХГ отличаются в основном только способами очистки
газа при закачке в пласт. Когда используют поршневые компрес-
сорные агрегаты, при сжатии газ нагревается и загрязняется пара-
ми компрессорного масла. При попадании масла на забой скважи-
ны уменьшается сечение поровых каналов и снижается фазовая
проницаемость для закачиваемого газа, что приводит к увеличе-
нию давления закачки и уменьшению расхода газа. Поэтому газ
перед закачкой необходимо очищать от примесей компрессорного
масла. При применении многоступенчатых центробежных комп-
рессоров очистка газа от масла не требуется. Для уменьшения до-
полнительных температурных напряжений в металлической фон-
танной арматуре, обсадной колонне и другом оборудовании сква-
жины нагретый газ охлаждается.
В процессе хранения газ обогащается парами воды. При отбо-
ре его из хранилища с потоком газа выносятся твердые примеси
(частицы глины, песка и др.). Поскольку газ должен поступать
в газопровод очищенным, необходимо производить очистку
и осушку газа.
Рассмотрим технологическую схему подземного хранилища
газа (рис. 8.1). В состав подземного хранилища входят компрес-
сорные цехи, блоки очистки газа и газораспределительные пунк-
ты (ГРП). На газораспределительных пунктах выполняют инди-
180
I
Рис. 8.1. Технологическая схема закачки и отбора газа из подземного
хранилища в водоносном пласте:
1 — закачка газа; 2 — откачка воды; 3 — отбор газа
видуальный замер закачиваемого и отбираемого газа из скважин,
а также очистку газа при отборе. Очистку газа осуществляют
в газовых сепараторах, которые устанавливают на открытых пло-
щадках. Расходомеры и клапаны на каждой скважине монтируют
в специальном помещении. При закачке газ с давлением 2-
2,5 МПа подают по отводу из магистрального газопровода, очища-
ют в системе пылеочистки 1 и направляют в компрессорный цех 2
на компримирование до давления 12-15 МПа. Поскольку при
сжатии его температура резко возрастает, то газ охлаждают в воз-
душных холодильниках 3 или градирнях. После этого газ поступа-
ет на очистку от компрессорного масла. Очистку производят
в несколько ступеней: циклонные сепараторы 4 (обычно две сту-
пени), угольные адсорберы 5 и, наконец, керамические фильтры 6.
В первой ступени циклонных сепараторов улавливают сконденси-
рованные тяжелые углеводороды и масло, во второй ступени —
сконденсированные легкие углеводороды и скоагулированные ча-
181
стицы масла. В угольных адсорберах улавливают более мелкие
частицы масла (диаметром 20-30 мкм).
В качестве сорбента используют активированный уголь
в виде цилиндриков диаметром 3-4 мм и длиной 8 мм. Сорбент
регенерируют паром. Тонкую очистку от масляной пыли прово-
дят в керамических фильтрах, состоящих из трубок, изготовлен-
ных из фильтрующих материалов, один конец которых закрыт.
Газ, пройдя все стадии очистки, содержит 0,4-0,5 г компрессорно-
го масла на 1000 м3 газа. Необходимость в этих процессах вызвана
опасностью забивания газовых трактов гидратами при положи-
тельных температурах (288 К) и уменьшением проницаемости по-
ровых каналов у забоя скважины за счет попадания в них частиц
масла, что приводит к необходимости увеличения давления закач-
ки и одновременно к уменьшению производительности при росте
энергозатрат. Поэтому целесообразно применение поршневых
компрессоров без смазки цилиндров, т. е. тех же газомотокомпрес-
соров или компрессоров с электроприводом, но оборудованных
фторопластовыми кольцами с графитовым наполнением, или
с использованием центробежных нагнетателей высокого давления
с приводом от газотурбинных двигателей. После очистки от масла
и охлаждения газ по газосборному коллектору поступает на ГРП
7, где направляется по отдельным шлейфам в скважины ПХГ 8
с предварительным замером количества закачиваемого газа в каж-
дую нагнетательно-эксплуатационную скважину и накапливается
в пористых структурах, оттесняя воду в случае водоносных пла-
стов к краям структуры. Для ускорения процесса оттеснения воды
и в случае геологических особенностей структуры целесообразно
отбирать воду с краев структуры по разгрузочным скважинам 9
и закачивать ее после дегазации через поглотительные скважины
в другие горизонты. ПХГ в истощенных залежах в результате деп-
рессии давления также подвержены обводнению, но здесь обвод-
нение может играть положительную роль, так как уменьшает бу-
ферный объем газа в ПХГ. Поэтому в процессе эксплуатации
свойства коллектора систематически исследуют через газовые
и наблюдательные скважины. В процессе хранения газ насыщает-
ся парами воды, поэтому при его выдаче, происходящей со сниже-
нием температуры газа, и его охлаждении, в шлейфах необходимо
182
ввоДить в скважины & и шлейфы ингибиторы гидратообразова-
ния При отборе газ из эксплуатационных скважин поступает на
ррП по индивидуальным шлейфам. Уменьшают давление газа
с помощью редуцирующих штуцеров 16. Газ из скважин, поступа-
ющий на ГРП по индивидуальным шлейфам, выносит с собой пе-
сок и влагу, которые отделяются в сепараторах первой ступени 17,
установленных до штуцера по ходу движения газа, и в сепарато-
рах второй ступени 15, установленных после штуцера. После сепа-
раторов газ подают на установку осушки 14, откуда направляют
в магистральный газопровод при температуре точки росы. Осуш-
ку таза производят диэтиленгликолем. В ПХГ, расположенном
в водоносном пласте, вытесненную воду при закачке газа сначала
направляют в трапы высокого 13 и низкого 12 давления и далее
насосом 10 в бассейн 11, откуда закачивают через поглотительные
скважины в более удаленные пласты.
8.4. ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ
СЖАТОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА
Природный газ можно использовать как моторное топливо.
Опыт его использования в автомобильном транспорте, авиации
показал, что несмотря на более низкую теплотворную способ-
ность природного газа по сравнению с жидкими топливами, мощ-
ность двигателя снижается незначительно (в пределах 5-7 %) за
счет большей полноты сгорания природного газа. Следует отме-
тить положительную сторону природного газа как моторного топ-
лива — уменьшение загрязнения окружающей среды продуктами
сгорания.
Создана широкая сеть автомобильных газонаполнительных
компрессорных станций (АГНКС) природного газа. Тип АГНКС
и ее производительность зависят от условий и места ее размеще-
ния, от объема и стабильности потока машин в месте размещения
станции, а также от моделей машин в обслуживаемых автохозяй-
ствах. При размещении, определении типа и производительности
станции важно обеспечить минимальные затраты как по времени
на пробег автомобиля к месту заправки и простой его в ожидании
183
заправки, так и на подводку к станции питающего газопровода
и других внешних инженерных сетей и коммуникаций.
По месту расположения АГНКС размещают непосредственно
в автотранспортных предприятиях, на кольцевых автомагистра-
лях вблизи от города, в районах ПХГ, на КС магистральных газо-
проводов и газовых промыслов. На основе технико-экономиче-
ского анализа в промышленности сооружают или выпускают
станции следующих типов: стационарные АГНКС производи-
тельностью 5-50 тыс. м3/сут (основной тип), передвижные
АГНКС производительностью 1000-4000 м3 за рейс, гаражные
АГНКС производительностью до 10 тыс. м3/сут.
Стационарные АГНКС оборудуют компрессорными установ-
ками производительностью 500-1000 м3/ч, и заправка любого ав-
томобиля происходит не более чем за 10 мин. Гаражные АГНКС
предназначены для медленной, в течение нескольких часов (т. е.
за время нахождения в гараже) заправки группы автомобилей
(50-100 автомашин). Два компрессора АГНКС имеют часовую пода-
чу 250 и 500 м3/ч. Суточная подача составляет 5000 и 10000 м3/сут.
Передвижные АГНКС применяют для заправки автомобилей
в полевых условиях и местах стоянки автомобилей на магистраль-
ных шоссе.
Параметры компримирования определяются условиями на
всасывании и требуемым давлением нагнетания. Анализ давления
в сетях газоснабжения и магистральных газопроводах показывает,
что давление на всасывании колеблется от 0,4 до 0,5 МПа, а давле-
ние нагнетания должно составлять 24,7 МПа (максимальное дав-
ление в аккумуляторах — избыточное). Следовательно, степень
сжатия компрессора необходимо регулировать в пределах 5-64,
что, конечно, в одной модификации машины неосуществимо. Для
обеспечения всего диапазона давления всасывания необходимо
создавать несколько модификаций компрессора со следующими
условиями всасывания: 0,4-0,6 МПа; 1-1,2 МПа; 2,5-3,5 МПа.
Природный газ, используемый как моторное топливо, следует
тщательно очищать от механических примесей, осушать до такой
степени, при которой исключается замерзание топливных комму-
никаций и выпадение гидратов в них. Поэтому в состав АГНКС
входят фильтрующее и сепарационное оборудование, осушитель-
184
ные устройства и система стабилизации давления (аккумуляторы).
дрНКС оснащают устройствами замера поступающего и отпускае-
мого газа. Можно использовать схемы с двумя и более ступенями
компримирования газа при заправке автомобильных баллонов.
При применении двухступенчатой заправки обеспечивается
снижение энергозатрат на 10-20 %, а трехступенчатой — на 15-
27 % Это объясняется тем, что часть газа сжимается до более низ-
кого давления, а при заполнении автомобильных баллонов этот
газ меньше нагревается. Схема АГНКС с двухступенчатой заправ-
кой изображена на рис. 8.2. Закачку газа осуществляют в два акку-
мулятора 8 и 9 от компрессора или группы компрессоров 4. В каж-
дом аккумуляторе поддерживают свое давление, а баллоны авто-
мобилей заправляют вначале из аккумулятора низкого давления,
затем — высокого.
Рассмотрим особенности типовых АГНКС.
Стационарная АГНКС на 500 заправок в сутки
АГНКС комплектуют технологическим оборудованием двух
видов: оборудованием для производства и хранения газомоторно-
го топлива, размещенным в производственно-технологическом
корпусе и вне его на площадке, а также оборудованием для разда-
чи газа, установленным на автозаправочной площадке.
Техническая характеристика стационарной АГНКС
Производительность (заправка 100 м3), заправок/сут............. 500
Потребляемая мощность одним компрессором, кВт....................125
Число компрессоров.....................................5(1	резервный)
Число газозаправочных колонок.................................... 8
Объем аккумуляторов газа (два аккумулятора), м3..................18
Численность персонала (трехсменная работа) при различном
теплоснабжении:
автономном....................................................20
централизованном............................................. 15
Площадь территории, га.........................................0,67
Коэффициент загрузки компрессоров...............................0,5
Списочное число обслуживаемых автомобилей..................... 1122
Технологический цикл заправки с учетом всех операций и ос-
вобождения бокса для грузового автомобиля составляет 10-
185
Рис. 8.2. Схема АГНКС:
1 — расходомер; 2 — фильтр;
3 - сепаратор; 4 — группа
компрессоров; 5 — межсту-
пенчатые и концевые холо-
дильники; 6 — адсорбер для
газа; 7 — подогреватель газа
регенерации; 8 — аккумуля-
тор высокого давления; 9 —
аккумулятор низкого давле-
ния; 10 — трехходовой кран;
11 — заправочный шланг
12 мин, а легкового — 6-8 мин. Для охраны окружающей среды
технологией АГНКС предусмотрено снижение до минимума выб-
росов газа через свечи рассеивания. При нарушениях технологи-
ческого процесса и в аварийных ситуациях системой автоматики
обеспечивается отключение компрессоров и подводящего газо-
провода. Основное технологическое оборудование устанавливают
в производственно-технологическом корпусе, в котором размеща-
ют компрессорное отделение, отделение охлаждения воды с на-
сосным оборудованием, воздушную компрессорную, вентиляци-
онную камеру, щитовую, КТП, отделение запорно-регулирующей
арматуры, механическую мастерскую и операторскую.
186
Малогабаритная гаражная АГНКС
Гаражная АГНКС состоит из автоматизированной компрес-
сорной станции (один и более блоков с КС, размещенными в кон-
тейнерах) и рампы с постами заправки автомобилей. Компрессор-
ные установки работают в автоматическом режиме. В особых слу-
чаях возможно ручное управление. Станцию обслуживает один
оператор. Газ, поступающий через кран 1 из городской сети, очи-
щается в фильтрах 2, затем компримируется в компрессоре 3 и по-
ступает через аккумуляторы газа 4, краны 5 и рампу б в баллоны
автомобилей (рис. 8.3). Как правило, компрессорами закачивают
газ в баллоны автомобиля непосредственно до давления 20 МПа.
Аккумуляторы газа выполняют при этом роль гасителей пульса-
ции, и их можно дополнительно использовать для "быстрой” зап-
равки одного-двух автомобилей при возникновении экстренной
необходимости. АГНКС снабжена предохранительными клапана-
ми 7 и свечой 8.
АГНКС монтируют без стационарного фундамента на стан-
дартных железобетонных плитах.
Для заполнения баллонов до давления 20 МПа принципиаль-
но можно применять три режима работы: прямую перекачку
в баллоны; закачку в аккумуляторную емкость с последующим
опорожнением ее в баллоны автомобилей (режим с накоплением);
Блок заправки
Рис. 8.3. Принципиальная технологическая схема гаражной АГНКС
187
непрерывную подачу в аккумуляторную емкость газа в количе-
стве, компенсирующем в основном расход из нее газа для заправ-
ки автомобилей (буферный режим). Прямая закачка газа, исклю-
чая несовершенство газозаправочных колонок, является наиболее
экономичным способом заправки, так как при этом затрачивается
ровно столько работы, сколько нужно для заполнения баллонов.
Этот режим совершенно неприемлем на стационарных АГНКС
для массовой заправки автомобилей из-за значительной продол-
жительности наполнения. Автозаправочная рампа обычно имеет
5-10 постов. Каждый пост оснащен трехходовым краном и гиб-
ким шлангом с заправочной головкой. Линия раздачи газа снаб-
жена предохранительным клапаном.
Передвижные автогазозаправщики (ПАГЗ)
ПАГЗ представляет собой автопоезд, составленный из авто-
мобиля тягача и прицепа (или полуприцепа), на котором находит-
ся газобаллонная установка с системой заправки автомобилей
и самого автозаправщика. Газобаллонная установка состоит, как
правило, из трех секций баллонов для ступенчатой заправки бес-
компрессорным способом. Наибольшее давление в баллоне
32 МПа, вместимость 400 л. Общее число баллонов для автопоез-
да с тягачом КамАЗ-5410 составляет 14 (объем 2490 м3), тягачом
МАЗ-6422 — 33 (объем газа 4693 м3). Число заправочных уст-
ройств — 2. Заправка ПАГЗ происходит на стационарных АГНКС
со специального заправочного блока, оснащенного дополнитель-
ным компрессором (с 22 до 32 МПа). Общий недостаток рассмат-
риваемых ПАГЗ — значительное количество остаточного газа
(до 50 %) в газовых баллонах заправщика, который нельзя
использовать для заправки баллонов автомобилей.
Используемый для повышения степени опорожнения балло-
нов компрессорный способ требует специальных компрессорных
установок, трубной обвязки. Рекомендуется для повышения ис-
пользования запаса газа при одновременном повышении степени
заполнения автомобильных баллонов использовать эжекторный
способ путем последовательного подключения к баллонам ПАГЗ
эжекторов с регулируемым отношением площади сечения актив-
ного и пассивного сопел в пределах 0,2-5.
188
Во всех основных схемах заправки автомобилей используют
двух- и более ступенчатую заправку. Ее применение обусловлива-
ется следующим. При заправке из одного аккумулятора газа, где
давление создают путем закачки газа компрессорами, могут на-
блюдаться два недостатка: перерасход энергии на компримирова-
ние газа и недозаправка газобаллонных установок автомобилей.
Сущность первого эффекта состоит в том, что весь газ сжимается
до давления, превышающего максимальное давление в баллонах,
установленных на автомобиле, в то время как для заполнения га-
зобаллонной установки только последняя порция газа должна
сжиматься до рабочего давления. Весь остальной газ требуется
сжимать до более низкого давления. Недозаправка возможна
вследствие перегрева газа. Вначале заправки наблюдается влия-
ние дроссель-эффекта при заправке, из-за чего температура газа
в баллоне при резком расширении газа снижается до 203-213 К.
Однако далее при уменьшении перепада давления дроссельный
эффект снижается, температура между стенкой баллона и газом за
счет интенсивного теплообмена вследствие торможения струи по-
степенно возрастает и в конце заправки теплосодержание газа
в баллоне становится выше теплосодержания единицы газа в ак-
кумуляторе, что и является источником перегрева газа.
Экспериментальными исследованиями показано, что при зап-
равке имеет место перегрев газа относительно температуры зап-
равляемого газа на величину от 10 до 55 К, что приводит к недо-
заправке до 10 %. При заправке автомобилей в несколько ступе-
ней, вначале из аккумулятора с меньшим давлением, затем с боль-
шим давлением компенсируются недостатки прямой заправки
из одного аккумулятора. Например, применение двухступенча-
той заправки с давлением в первом аккумуляторе 13-14 МПа
и во втором — 22 МПа позволяет уменьшить затраты энергии
на 27-30 % и практически ликвидировать недозаправку авто-
мобилей.
189
ГЛАВА 9
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
О СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗАХ
9.1.	ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ О СУГ
На практике и в технической литературе сжиженными угле-
водородными газами принято называть низшие углеводороды,
которые в чистом виде или в виде смесей при сравнительно не-
большом давлении и температуре окружающей среды переходят
в жидкое состояние. К таким углеводородам относят пропан —
С3Н8, бутан — С4Н10 (изобутан и н-бутан), пропилен — С3Н6, бу-
тилен — С4Н8. Для удобства хранения и транспортировки эффек-
тивно сжижать метан, этан и этилен Сжижение, хранение и транс-
портировку метана, этана и этилена осуществляют обычно под
давлением, близким к атмосферному, но при отрицательных тем-
пературах (от -161 до - 90 °C).
Разделение сжиженных газов на сжиженные углеводород-
ные газы (СУГ) и сжиженный природный газ (СПГ — метан)
чисто условно.
Алканы (СпН2п+2) — насыщенные углеводороды открытого
строения.
Пропан и бутан в нормальных условиях находятся в газо-
образном состоянии. Пентан — летучая жидкость.
Алканы являются достаточно сильными наркотиками, но их
действие ослабляется слабым растворением в крови. Поэтому при
обычных условиях они являются физиологически индифферент-
ными. Они вызывают удушье только при очень сильных концент-
рациях из-за уменьшения содержания кислорода.
Этилен, пропилен, бутилен — ненасыщенные углеводороды
открытого строения — алкены (СпН2п).
190
Основные достоинства СУГ — жидкость при транспортиров-
ке и хранении и газ — при использовании и сжигании.
9.2.	ИСТОЧНИКИ ПОЛУЧЕНИЯ СУГ
Основными источниками для производства СУГ являются:
—	попутные газы нефтяных месторождений;
—	газы стабилизации нефти;
—	жирные природные газы газоконденсатных месторождений;
—	газы нефтепереработки.
Попутные газы и газы стабилизации нефти получают при
добыче нефти. Обычно в верхней части нефтяных залежей нахо-
дится газовая шапка, газ которой частично растворен в нефти.
Газы от нефти отделяют в трапе-разделителе и затем на газо-
перерабатывающей установке методом абсорбции извлекают все
легкосжимаемые газы.
Жирные газы газоконденсатных месторождений содержат
и более тяжелые компоненты С5-С8, которые необходимо отде-
лять от метана и этана на установках низкотемпературной сепара-
ции, так как при повышении давления в магистральном газопро-
воде они выпадают в виде конденсата, что может привести
к уменьшению эффективного диаметра трубопровода.
Нефтезаводские газы — являются одним из важных источни-
ков производства СУГ. Их доля составляет до 50 % от всего
производства СУГ. Количество сжиженных газов (в % мае.), полу-
ченных из 1 т нефти, зависит от технологической схемы нефтепе-
реработки:
Каталитический крекинг нефти...................8-12
Термический риформинг нефти................... 15-20
Крекинг в газовой фазе нефти.................. 20-25
Двухфазный крекинг нефти...................... 10-12
Термический крекинг газойля................... 9-10
Термический риформинг лигроина................ 25-26
Каталитический крекинг газойля................ 14-15
191
9.3.	СОСТАВ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
Во избежание повышенной упругости паров сжиженный газ
не должен содержать значительных количеств этана, а для недо-
пустимого снижения упругости паров — значительных количеств
пентана.
Состав СУГ, используемых для коммунально-бытового газо-
снабжения, должен соответствовать нормам (ГОСТ 20488-75,
СУГ для коммунально-бытового и промышленного потребления).
Таблица 9.1
Состав СУГ по ГОСТ 20488-75
Показатель	Марка сжиженных газов		
	СПБТЗ	СПБТЛ	БТ
Компонентный состав, %:			
сумма метана, этана, этилена, не более	4	6	6
сумма пропана и пропилена, не менее	75	Не нормируется	
сумма бутанов и бутиленов:			
не менее	Не норм.	—	60
не более	Не норм.	60	—
жидкий остаток (С5 и выше) при t = 20 °C	1	2	2
Давление насыщенных паров избыточное, МПА			
при +45 °C, не более	1,6	1,6	1,6
при -20 °C, не менее	0,16	—	—
Массовая доля сероводорода и меркаптановой			
серы, %, не более	0,015	0,015	0,015
в том числе сероводорода, %, не более	0,003	0,003	0,003
Содержание свободной воды	Отсутствует		
Примечания. СПБТЗ — смесь пропана-бутана техническая зимняя;
СПБТЛ — смесь пропана-бутана техническая летняя;
БТ — бутан технический.
9.4.	СВОЙСТВА СУГ. СМЕСИ ГАЗОВ
Основные физико-химические свойства газов приведены
в табл. 9.2.
192
Таблица 9.2
Некоторые физико-химические свойства углеводородов,
входящихвсостав технических СУГ
Газ	Хими- ческая формула	А, Дж/ (кг-К)	Критические параметры			Рт, кг/м	Рж1 кг/м	Рут МПа (абс.) при 0 °C
			%	Рта» МПа (абс.)	Ркр’ 9 кг/см	0°С; 10	1,3 кПа	
Метан	СН4	518,04	-82,5	4,58	162	0,7168	416	—
Этан	с2н6	271,18	32,3	4,82	210	1,356	546	2,39
Пропан	С3Н8	184,92	96,84	4,21	226	2,0037	528	0,47
и-Бутан	с4н10	140,4	152,0	3,75	225	2,703	601	0,115
Изобутан	с4н10	140,4	134,98	3,6	—	2,668	582	0,16
н-Пентан	с5н12	113,01	196,8	3,33	232	3,457	646	—
Этилен	с2н4	261,26	9,9	5,03	220	1,26	566	4,21
Пропилен	с3н6	193,77	91,94	4,524	4,524	1,915	609	0,6
Плотность сжиженного газа существенно зависит от темпе-
ратуры. Для технических расчетов плотность сжиженных газов
можно определять по формуле
Рг = Рт0 +а(Г-Г0).
В табл. 9.3 даны значения параметров, входящих в эту форму-
лу, и диапазоны температур их применения для расчета плотно-
сти сжиженного газа.
Плотность смеси сжиженных газов определяется по формуле
1
Pl Р2 Рг Рп
где рсм — плотность смеси СУГ;
хг,х2,..., хп — концентрация компонентов сжиженного газа (в до-
лях массовых);
Р1, р2,..., р„ —плотность компонентов, входящих в состав сжи-
женного газа.
193
7-187
Таблица 9.3
Значения величин р^ и а для расчета плотности сжиженных
углеводородных газов (при Го = 273 К)
Газ	кг/мл	кг/(м^  К)	Температура Т,К
Этилен	345,5	3,076	233-280
Пропан	529,7	1,354	205-301
Пропилен	543,5	1,477	233-313
и-Бутан	601,1	1,068	227-331
Изобутан	581,0	1,145	223-289
н-Бутилен	638,6	1,160	223-289
Изобутилен	618,1	1.096	203-273
н-Пентан	645,5	0,950	150-332
Пропан промышленный	533,8	1,730	273-328
Бутан промышленный	603,6	1,210	273-328
Конденсат углеводородный	602,8	1,160	273-328
По общепринятым данным в практике плотность остатка
углеводородов С5 и выше, входящих в состав сжиженного газа,
принимают 700 кг/м3.
Удельный объем сжиженных газов — величина, обратная
плотности.
1
v = —
р
Следует отметить, что жидкая фаза сжиженного газа резко
увеличивает свой объем при повышении температуры, что необ-
ходимо учитывать при проектировании и эксплуатации сосудов
для сжиженных газов. Изменение объема жидкой фазы сжижен-
ного газа определяется по формуле
^^[i+p^-o
где Уж2 — объем жидкости при температуре tT,
УЖ1 — объем жидкости при температуре t±,
Р — коэффициент объемного расширения, который зависит
от природы газа и пределов изменения температуры
(табл. 9.4).
194
Таблица 9.4
Значения 0 для расчета изменения объема жидкой фазы
сжиженных углеводородных газов
Газ	Диапазон изменения температуры, °C	
	от -20 до +10	от +10 до +40
Пропан	0,00290	0,00372
Бутан	0,00209	0,00220
Вязкость сжиженного газа определяется величиной динами-
ческого коэффициента вязкости сжиженного газа.
Для приближенных расчетов вязкость смеси можно опреде-
лить по формуле
1	« х.
—=£—•
Нем г=1 Ц»
Упругость насыщенных паров сжиженных углеводородных
газов проявляется, когда система жидкая фаза-газ находится
в равновесии; при этом пары над жидкостью называют насыщен-
ными, а давление, которое они оказывают на стенки сосуда, назы-
вают упругостью паров при данной температуре.
Точное определение упругости насыщенных паров очень важ-
но для процессов получения, хранения и транспорта сжиженных
углеводородных газов. Давление насыщенных паров является ос-
новной величиной для расчета резервуаров, танкеров и баллонов
сжиженного газа, испарительной способности установок, а также
состава газа в зависимости от климатических и сезонных условий.
При расчете трубопроводов для сжиженных газов необходи-
мо, чтобы давление по длине превышало упругость насыщенных
паров во избежание газовых полостей в трубопроводе. Что может
привести к резкому сокращению его пропускной способности.
Необходимо так подбирать состав сжиженного газа, чтобы при
низких температурах его упругость паров была достаточна для ра-
боты регуляторов, т. е. была не менее 0,15 МПа.
Общее давление, создаваемое смесью газов или паров, соглас-
но закону Дальтона, является суммой парциальных давлений га-
зов или паров, входящих в состав этой смеси
195
Рем ''jLjPi’
г=1
где
Р! = У!Рсм>
У1 — молярная доля компонента в паровой фазе.
По закону Рауля парциальное давление определяется упру-
гостью паров каждого компонента pSi при данной температуре
и молярной доле каждого компонента в жидкой фазе
Pl = x1pSl.
С учетом равновесия системы можно записать
PSi Уг L
XtPs, = УгРем ИЛИ	= k,
Рем Хг
где k — константа фазового равновесия.
Скрытая теплота превращения характеризует количество
выделенного или поглощенного тепла при фазовых переходах.
При определенной температуре вещество может быть переведено
из твердого состояния в жидкое или из жидкого в газообразное
(процессы кипения и испарения).
Испарением называют процесс парообразования, происходя-
щий на свободной поверхности жидкости.
Кипением называется процесс интенсивного испарения не
только с поверхности, но и со всего объема жидкости.
Теплота испарения находится в функциональной зависимо-
сти от абсолютной температуры. Наиболее простой метод ее рас-
чета основывается на правиле Трутона, согласно которому моль-
ная энтропия испарения (теплота превращения) при атмосфер-
ном давлении одинакова для всех жидкостей:
= 88 кДж/(кмоль • К).
^кии
При расчете мольной теплоты испарения для произвольной
температуры может быть использована формула Ватсона:
196
1 2 Пр кип
где Т'пр.кип — приведенная температура кипения.
Энтальпия (теплосодержание) насыщенной жидкой фазы —
это количество тепла, необходимое для нагрева 1 кг или 1 м3 жид-
кости от О К до заданной температуры при постоянном давлении.
Теплосодержание насыщенной жидкости равняется сумме тепло-
ты нагрева и скрытой теплоты плавления.
Теплосодержание насыщенного пара — это количество тепла,
необходимого для повышения 1 кг или 1м3 насыщенного пара
от О К до заданной температуры при заданном давлении. Оно яв-
ляется суммой теплосодержания насыщенной жидкости и скры-
той теплоты парообразования.
9.5.	ДИАГРАММА СОСТОЯНИЯ
ИНДИВИДУАЛЬНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ
Диаграмма состояния — это графики зависимости между дав-
лением, температурой, удельным объемом, теплоемкостью, тепло-
содержанием для сжиженных газов, полученные эксперименталь-
но, так как эти зависимости не подчиняются законам идеальных
газов. Диаграммы состояния включают две фазы существования
вещества — жидкую и газообразную.
Линии, разделяющие параметры, которые соответствуют
двум различным фазам, называют пограничными кривыми. Чаще
всего диаграммы состояния строят в системах координат T-s
(температура-энтропия) и р-г (давление-энтальпия).
С помощью диаграмм состояния с достаточной для практи-
ческих расчетов точностью можно проследить за изменением
параметров углеводородов при следующих процессах:
—	охлаждение или подогрев;
—	конденсация или испарение;
—	адиабатическое испарение или сжатие;
—	дросселирование и др.
197
При расчетах применяют главным образом р-г-диаграммы
(рис. 9.1, 9.2).
На сетку диаграммы нанесены следующие точки и линии:
—	точка критического состояния К данного углеводорода;
—	кривая ПКЖ делит диаграмму на три части (зона I слева от
линии КЖ характеризует жидкую фазу, зона II внутри кривой
ПКЖ — парожидкостную смесь и зона III справа от кривой ПК —
газовую фазу); кривая ЖК показывает состояние насыщенной
жидкости при различных давлениях, кривая ПК — состояние на-
сыщенного пара при различных давлениях;
—	кривая КХ внутри зоны III показывает степень сухости параХ;
—	линия изотерм ТЕМЛ (участок ЕМ горизонтален, так как
при кипении жидкой фазы наблюдается постоянное давление
и температура, а при температурах выше критических линией
изотерм является кривая Т’Е’);
Рис. 9.1. Схема построения диаграммы состояния газа
198
р, Па • 10;
-40 0 40 80 120 160 200 240 280 320 360 400 440 480 520 560 600
г, кДж/кг
Рис. 9.2. Диаграмма состояния пропана
—	линии постоянных удельных объемов v в области жидкой
фазы ОБ, в области парожидкостной смеси О'Б' и в области газо-
вой фазы Б'Б" (удельный объем жидкой фазы определяется точ-
кой О на линии КЖ, паровой фазы — точкой Б’ на линии КП);
—	линии постоянной энтропии АД и А'Д' (адиабаты).
При пересчетах по диаграмме можно определить:
—	давление жидкой и паровой фаз в замкнутом объеме при
заданной температуре путем определения точки пересечения Е
изотермы Т с кривой сухого пара КП или насыщенной жидкости
КЖ (точка М). Если изотерма не пересекает область И, то это оз-
начает, что газ не перейдет в жидкое состояние при этой темпера-
туре, тогда давление определяют по точке пересечения изотермы
ТЕ' изохорой Б'Б";
—	удельный объем насыщенной жидкости или пара при дан-
ном давлении или данной температуре определяют по точке пере-
сечения заданной изобары или изотермы с кривыми КЖ и КП
(удельный объем газовой фазы для данной температуры и данно-
го давления определяют в точке пересечения соответствующих
изобар и изотерм);
—	теплосодержание газа г, парожидкостной смеси гп или жид-
кой фазы гж определяется по оси абсцисс при заданном давлении
и заданной температуре в точке пересечения изобар с изотермами
кривыми КП и КЖ или линиями постоянной сухости пара;
—	теплота парообразования г при заданном давлении опреде-
ляется разностью теплосодержания точек пересечения данной
изобары с кривыми КП (точка Е) и КЖ (точка М) (г = гЕ - гм);
—	степень сухости пара определяется точкой пересечения
изобар и кривой постоянной сухости при заданном теплосодержа-
нии (точка И).
С помощью диаграмм можно анализировать следующие
тепловые процессы:
—	дросселирование жидкой фазы от давления рн до рк ото-
бражается прямой линией МС ( процесс без подвода или отвода
тепла). Пересечение кривой сухости с изобарой рк дает значения
количества пара при дросселировании;
—	сжатие газа при помощи адиабаты. Теоретическая работа
сжатия определяется разностью теплосодержания в начальной В
и конечной А' точках, например Аг = гв - гА>.
200
ГЛАВА 10
ТРАНСПОРТ
СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
От места производства до потребителей СУГ доставляют
в сосудах под давлением или в изотермических емкостях, а так-
же по трубопроводам.
Виды транспорта, используемого для перевозки сжиженных
углеводородных газов, классифицируют следующим образом:
1.	Железнодорожные цистерны (или вагоны для перевозки
баллонов).
2.	Автомобильные цистерны (или специальные машины для
перевозки баллонов или "скользящих" емкостей).
3.	Морские и речные суда.
4.	Самолеты и вертолеты.
Крупные промышленные потребители СУГ обычно располо-
жены рядом с ГПЗ или НПЗ и получают газ по трубопроводам.
СУГ, предназначенные для бытовых потребителей, для авто-
транспорта и мелких промышленных потребителей, отпускают
через систему газонаполнительных станций (ГНС) и кустовые
базы (КБ), которые в свою очередь снабжают по трубопроводам,
железнодорожными цистернами, автомобильными цистернами
или танкерами.
С ГНС или КБ сжиженные газы доставляют потребителям
в основном автотранспортом или непосредственно или через про-
межуточные склады (районные пункты РП), организуемые для
газоснабжения отдаленных зон района обслуживания.
Производительность ГНС — от 3 до 12 тыс. т/год. Производи-
тельность КБ — от 25 до 100 тыс. т/год. Назначением кустовых
баз служит также экспорт и импорт сжиженных газов. В этом слу-
чае транспортировку сжиженных газов осуществляюет в основ-
ном по морю на специальных судах-танкерах.
201
10.1.	ПЕРЕВОЗКА СУГ
В ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ЦИСТЕРНАХ
Для перевозки сжиженных газов по сети железных дорог ис-
пользуют железнодорожные цистерны специальной конструкции.
Пропан перевозят в стальных цистернах вместимостью 51
или 54 м3 с полной загрузкой 85 %, что составляет соответственно
43 и 46 м3 (рис. 10.1).
Кроме пропановых цистерн имеются бутановые с вместимо-
стью резервуара 60 м3 при полезной нагрузке 54 м3.
В настоящее время начали использовать железнодорожные
цистерны с полным объемом 98,3 м3 и полезным 83,5 м3.
Цистерна представляет собой сварной цилиндрический ре-
зервуар со сферическими днищами 2, расположенный на четырех-
осной железнодорожной тележке 1. Крепление резервуара к раме
осуществляют стяжными болтами 5.
Резервуар снабжен люком диаметром 450 мм, на крышке ко-
торого расположена арматура. Люк вместе с арматурой закрыва-
ется предохранительным колпаком 3 диаметром 685 мм и высотой
340 мм. Для обслуживания арматуры вокруг колпака сделана пло-
щадка с поручнями 4 и стремянками 6 по обе стороны цистерны.
На крышке люка размещены сливо-наливная и предохрани-
тельная арматура и арматура для контроля сливо-наливных опе-
раций. В центре крышки люка смонтирован пружинный предох-
ранительный клапан 7 диаметром 32 мм (рис. 10.2), предназначен-
ный для сброса паров сжиженного газа в атмосферу в случае,
если в цистерне повысится давление сверх допустимого (для про-
пана — 20, для бутана — 8 кг/см2).
По обе стороны предохранительного клапана по продольной
оси цистерны установлены два сливо-наливных вентиля 4 и 9 диа-
метром 40 мм, которые через скоростные клапаны автоматически
прекращают выход сжиженного газа в случае обрыва шланга и со-
единены с трубами, доходящими почти до дна цистерны.
Для отбора из цистерны или подачи в нее паров сжиженного
газа служит угловой вентиль 6 диаметром 40 мм, соединенный
через скоростной клапан с паровым пространством цистерны.
Для контроля за правильностью заполнения сжиженным
202
3	4
203
Рис. 10.1. Железнодорожный вагон-цистерна для перевозки сжиженных углеводородных газов:
1 — лестницы; 2 - узел манометродержателя; 3 — предохранительный колпак; 4 - площадка с поручнями;
5 — сосуд со сферическими днищами; 6 - четырехосная платформа
Рис. 10.2. Расположение арматуры на крышке люка железнодорожной
цистерны:
1,10 - вентили для контроля опорожнения; 2,3 — вентили для контроля
уровня наполнения; 4,9 — угловые вентили для наполнения и слива сжи-
женного газа; 5—карман для термометра; 6 — угловой вентиль для отбора
(подачи паровой фазы сжиженного газа); 7 — предохранительный кла-
пан; 8 — вентиль для удаления воды
газом служат вентили 2 и 3, заканчивающиеся внутри цистерны
трубками на уровне максимального наполнения. При этом трубка
вентиля 2, маховик которого окрашен в зеленый цвет, заканчива-
ется на уровне максимально допустимого заполнения сосуда цис-
терны сжиженным газом, а трубка вентиля 3, маховик которого
окрашен в красный цвет, — на 50 мм выше. Таким образом, вен-
тиль 2 является вентилем-сигналом, а слой жидкости в 50 мм (на-
ходящийся между концами трубок 2 и 3) представляет собой
допустимое контролируемое переполнение железнодорожной
цистерны сжиженными газами.
204
Контроль за опорожнением цистерны осуществляют венти-
лем Ю, трубка которого установлена на уровне нижней плоскости
сливо-наливных трубок. При этом вентиль 1 предназначен для уда-
ления столба жидкости из трубки вентиля 10 после его закрытия.
Термометр для замера температуры сжиженных газов поме-
щают в кармане 5, представляющем собой трубку длиной 2550 мм.
Конец этой трубки, опущенный в цистерну, заварен, а верхний ко-
нец, ввинченный во фланец люка, открыт.
Вентиль 8 диаметром 12 мм служит для удаления из сосуда
цистерны отстоявшейся воды и тяжелых неиспаряющихся остат-
ков сжиженных газов. Конец трубки этого вентиля заканчивается
на расстоянии 5 мм от низа цистерны (рис. 10.3, 10.4).
Цистерна должна быть окрашена в светло-серый цвет, на ней
должны быть сделаны соответствующие надписи.
Низ сосуда цистерны по всей его длине на высоту 400 мм
окрашивают в черный цвет. Вдоль оси сосуда наносят красным
цветом отличительную полосу шириной 300 мм.
Расчет сосудов железнодорожных цистерн на прочность про-
изводят с учетом действия нагрузок от упругости паров жидкости
при температуре плюс 55 °C и давления жидкости в результате
толчка и торможения цистерны.
При температуре +55 °C упругость паров (давление насыще-
ния) для пропана составляет 19,6 кг/см2 (1,933 МПа), для н-бута-
на — 5,6 кг/см2 (0,549 МПа) и для изобутана — 7,7 кг/см2
(0,755 МПа). Давление, создаваемое в сосуде цистерны при толч-
ке и торможении, определяют из соотношений:
а)	при толчке — pYR t
Ад1 = РжМ0-4,	(10.1)
б)	при торможении — pYR 2
Рж^О
где рж — плотность жидкости, кг/м3;
/—длина емкости, м;
»о ~ скорость цистерны в момент начала торможения, м/с;
t—время торможения, с;
g—ускорение свободного падения, м/с2.
205
Рис. 10.3. Схема расположения вентилей контроля за у ровней сжижен-
ного газа в железнодорожной цистерне:
1 — сигнальный вентиль; 2 — вентиль контроля максимального наполне-
ния; 3,4 — вентили контроля за опорожнением сосуда цистерны; 5—вен-
тиль слива воды из сосуда цистерны (дренажный вентиль); 6 — крышка
люка; 7- люк; 8 -- предельный уровень налива сжиженного газа, 9—ниж-
ний уровень сливо-наливных труб, 10 — низ сосуда цистерны
206
Рис. 10.4. Схема расположения сливо-наливных и уравнительных
вентилей на крышке люка железнодорожной цистерны:
1 — скоростные клапаны; 2,4 сливо-наливные угловые вентили; 3 — уг-
ловой вентиль отбора (подачи) паровой фазы сжиженного газа; 5 —
крышка люка; 6 — люк; 7 — труба для отбора (подачи) паров сжиженного
газа; 8—сливо-наливные трубы; 9~ низ сосуда цистерны; 10 — трубка для
слива воды из сосуда цистерны; 11 — карман для термометра
207
Расчетное давление/? для сосуда цистерны выбирают по боль-
шему из уравнений
Р=Р®+Яд1-	(Ю-З)
Р=^5+Яд2,	(10.4)
5е;
где Ps ~ давление насыщенных паров сжиженного газа при
температуре +55 °C.
По расчетному давлению определяют толщину стенки. Расчет
ведут, как и для стационарных сосудов.
В табл. 10.1 приведены технические характеристики железно-
дорожных цистерн.
За рубежом в настоящее время строят и эксплуатируют
железнодорожные цистерны безрамной конструкции с объемом
котла более 100 м3 (табл. 10.2).
Для налива в железнодорожные цистерны сжиженного газа
и его слива заводы-поставщики имеют наливные эстакады, а газо-
Таблица 10.1
Техническая характеристика специальных цистерн
для перевозки сжиженных углеводородных газов
Показатель	Цистерна		
	пропановая	бутановая	безрамная
Емкость резервуара цистерны, м3	54	60	98,3
Полезная вместимость резервуара, м3	46	54	83,5
Допустимое давление, кг/см2	20	8	18
Диаметр емкости (внутренний), м	2,60	2,81	3,00
Длина, м	10,65	10,65	14,50
Масса тары, т	39	35,6	43
Ширина вагоно-цистерны, м	3,00	3,00	3,26
Давление гидравлического испытания, кг/см2	30	12	27
Длина рамы цистерны, м	12,10	12,1	15,7
Толщина стенки резервуара цистерны, мм	26	16	18
Толщина стенки днища, мм	32	24	18
Конструктивная скорость, км/ч	120	120	120
208
Таблица 10.2
Техническая характеристика цистерн, применяемых за рубежом
Показатель	ФРГ	США	Франция
Емкость котла, м3	100	ИЗ	228
Длина котла, м	16,3	18,6	20
Диаметр котла, м	3,00	3,00	3,00
Толщина стенки обечайки, мм	13,6	23,8	19
Число осей	4	4	8
Марка стали	Н-Б-55	Т-1	—
Конструкция	Рамная	Безрамная	Безрамная
наполнительные станции — приемно-сливные. Стояки имеют ли-
нии паровой и жидкой фаз продукта и, как правило, располагают-
ся по обе стороны эстакады. Наливные (сливные) стояки обору-
дуют гибкими резинотканевыми напорными рукавами для присо-
единения к цистернам. Для налива каждого продукта подведен
индивидуальный коллектор, в результате чего можно одновре-
менно производить налив разных видов сжиженного газа, напри-
мер пропана, н-бутана и изобутана
Установлены следующие нормы времени налива сжиженного
газа в железнодорожные цистерны: на пропан и пропан-бутано-
вую смесь — 5 ч, на н-бутан и изобутан — 3 ч.
Началом налива считается время подачи железнодорожных
цистерн на наливную эстакаду.
Перевозка сжиженных газов по железной дороге в крытых
вагонах
Доставку СУГ потребителям осуществляют в специальных
цистернах и в крытых вагонах, груженных баллонами. Такой вид
транспорта применяют при снабжении газом бытовых потребите-
лей, расположенных в районах, удаленных от кустовых баз и газо-
наполнительных станций на значительное расстояние. В некото-
рых случаях доставка сжиженного газа в баллонах по железной
дороге экономически эффективнее, чем доставка газа автотран-
спортом. В каждом конкретном случае выбирают оптимальный
вариант путем сравнения приведенных затрат.
209
По железной дороге баллоны со сжиженным газом (вмести-
мостью обычно 27 и 50 л) перевозят в двух- и четырехосных
крытых вагонах. Баллоны должны быть полностью исправны
и снабжены двумя защитными резиновыми кольцами толщиной
не менее 25 мм.
10.2.	ПЕРЕВОЗКА СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
В АВТОМОБИЛЬНЫХ ЦИСТЕРНАХ
В практике газоснабжения для перевозки сжиженных газов
на небольшие расстояния (до 300 км) используют автоцистерны.
Автомобильные цистерны, как и железнодорожные, состоят из го-
ризонтального цилиндрического сосуда, в заднее днище которого
вварен люк с приборами. В зависимости от предназначения и кон-
струкции автоцистерны бывают транспортные и раздаточные.
Транспортные автоцистерны предназначены для перевозки
больших количеств сжиженных газов с заводов-производителей
до кустовых баз и газонаполнительных станций или до крупных
потребителей и групповых установок со сливом газа в резервуары.
Раздаточные автоцистерны служат для доставки сжиженно-
го газа потребителям с разливом в баллоны или в емкости газо-
баллонных установок автомобилей. Поэтому они снабжены пол-
ным комплектом оборудования для разлива (насос, счетчик-рас-
ходомер, раздаточная рамка). В табл. 10.3. приведены характери-
стики автомобильных цистерн (транспортных и раздаточных)
отечественного производства.
Автомобильные цистерны АЦЖГ-4-164 и АЦЖГ-5-130 явля-
ются одними из первых транспортных и раздаточных автомобиль-
ных цистерн отечественного производства.
Резервуар автоцистерны выполняют в виде горизонтально
расположенного цилиндрического сосуда со сферическими дни-
щами, закрепленного на шасси автомобиля на четырех опорах.
В верхней передней части резервуара устанавливают пружинный
предохранительный клапан. В центре заднего днища располагают
люк для внутреннего осмотра резервуара. Крышку люка выполня-
ют в виде фланца с вваренным в него вогнутым днищем, в полости
210
которого размещают термометр, манометр и аварийный вентиль
контроля уровня заполнения резервуара. Указатель уровня, вы-
полненный по типу обычных водомерных трубок, представляет
собой стеклянную трубку с пазами для наблюдения. Защитная
трубка обеспечивает сохранность указателя уровня, а на случай
аварийного разрыва уровнемерной стеклянной трубки указатель
снабжают автоматическими шариковыми клапанами и запорны-
ми игольчатыми вентилями.
В нижней части цистерны по обеим сторонам располагают
шесть вентилей диаметром 32 мм, связанные с трубопроводными
коммуникациями по схеме, позволяющей наполнять и сливать
сжиженный газ. Автоцистерну снабжают четырьмя гибкими дю-
ритовыми шлангами с условным диаметром 40 мм для подсоеди-
нения к заправочной колонке или заполненной емкости.
Резервуар автоцистерны закрывают кожухом из листовой
стали толщиной 1,5 мм с зазором 20 мм для защиты от непосред-
ственного воздействия солнечных лучей.
Если на автоцистерне установить насос типа С5/150, ее мож-
но использовать как раздаточную. Привод на насос осуществляет-
ся через коробку отбора мощности от двигателя автомобиля.
С целью увеличения объемов перевозки сжиженного газа ав-
тоцистернами на дальние расстояния, а также снижения стоимо-
сти перевозки газа научно-исследовательскими и проектными ин-
ститутами разработаны новые конструкции автомобильных цис-
терн повышенной грузоподъемности.
Наиболее удачна конструкция автомобильной цистерны —
полуприцепа АЦ-15-377С с полезным геометрическим объемом
15 м3, разработанная ГипроНИИГаз на базе седельного автотягача
"УРАЛ-337С".
Время наполнения автоцистерны объемом 5,1 м3 — 20-30 мин,
а цистерны 15 м3 — 50-80 мин.
10.3.	ПЕРЕВОЗКА СЖИЖЕННОГО ГАЗА АВТОТРАНСПОРТОМ
В БАЛЛОНАХ И "СКОЛЬЗЯЩИХ" РЕЗЕРВУАРАХ
Индивидуальные потребители, расположенные вблизи кусто-
вых баз или газонаполнительных станций (до 30-50 км), получа-
211
ют сжиженные газы непосредственно с КБ или ГНС в баллонах.
Баллоны доставляют бортовыми автомобилями или спе-
циальными автомобилями, приспособленными для перевозки
баллонов.
Специальные автомобили предназначены для перевозки бал-
лонов вместимостью 50 или 55 л в ячейках кузова. Кузов такой
машины представляет собой клетку, сваренную из металлических
труб и уголков. Кузов укрепляют на шасси автомобиля. Баллоны
укладывают в ячейки горизонтально к середине кузова, а для
облегчения погрузки и разгрузки баллонов их можно уклады-
вать в ячейки на подвижные ролики, обтянутые резиновыми труб-
ками, смягчающими удары. Баллоны в ячейках запирают специ-
альной штангой. Кузов автомобиля сверху покрывают теневым
кожухом, который предохраняет баллоны от прямых солнечных
лучей.
Для сжиженных углеводородных газов используют баллоны
вместимостью 5; 12; 27; 40; 50; 55 и 80 л. Наибольшее распростра-
нение получили баллоны вместимостью 5, 27 и 50 л.
В ЮжНИИГипрогаз разработан ряд специальных автомоби-
лей и автопоездов для транспортировки сжиженных газов в бал-
лонах вместимостью 27 л (самый распространенный тип в Евро-
пейских странах).
При больших расстояниях от индивидуальных потребителей
до КБ и ГНС непосредственная доставка сжиженных газов стано-
вится нерациональной. В таких случаях организуют промежуточ-
ные пункты обмена баллонов (ПОБ). Баллоны, заправленные на
КБ и ГНС, доставляют на такие промежуточные пункты в боль-
шегрузных автомобилях.
На промежуточных пунктах доставленные с КБ и ГКС в авто-
цистернах сжиженные газы можно разливать в баллоны.
В последнее время доставку СУГ отдаленным от КБ и ГНС
производственным и коммунально-бытовым хозяйствам осуще-
ствляют в резервуарах вместимостью от 0,5 до 3,5 т, получивших
название "скользящие".
Для газоснабжения различных потребителей применяют
съемные резервуары PC-1600, разработанные в ГипроНИИгаз
(Саратов).
212
Резервуар представляет собой сварной сосуд, состоящий из
цилиндрической обечайки и двух эллиптических днищ, изготов-
ленных из листовой малоуглеродистой стали.
Техническая характеристика резервуара РС-1600
Толщина стенки обечайки, мм.........................................8
Толщина эллиптических днищ, мм.................................... 10
Рабочее давление, МПа..............................................18
Гидравлическое испытание, МПа......................................23
Вместимость, л...................................................1597
Габаритные размеры, мм................................ 3300	х 820 х 1130
Количество груза (пропана), кг................................... 680
Масса резервуара с пропаном, кг................................. 1350
Внизу к корпусу приваривают четыре опоры для горизон-
тальной установки, в центре корпуса — бобышки с нарезными от-
верстиями для установки арматуры и приборов.
Установленные на резервуаре арматура и приборы предназна-
чены для наполнения сжиженным газом, для контроля за давле-
нием, расходом и наполнением, а также для редуцирования газа.
Для защиты резервуара от чрезмерного повышенного давления
устанавливают предохранительный клапан. Имеется штуцер для
слива остатков жидкости. Арматуру и приборы закрывают пре-
дохранительным кожухом.
Производительность резервуара зависит от величины его
смоченной поверхности, температуры наружного воздуха и от
состава сжиженного газа. Ниже приведена производительность
резервуара РС-1600 в зависимости от температуры в условиях
12-часовой работы при минимальном заполнении (25 % объема):
Производгапелыюсть резервуара
для пропана, кг/ч
2,7.
6,6.
10,4
14,0
17,5
21,8
Температура °C
-30
-20
-10
...0
+10
+20
213
10.4.	ПЕРЕВОЗКА
СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ ПО МОРЮ
Важнейшей проблемой международной торговли сжиженны-
ми газами как сырьем для химической промышленности и топли-
вом является способ доставки их из районов добычи в районы
потребления. Страны, не имеющие собственных значительных
месторождений газа и разделенные морскими бассейнами, напри-
мер Япония, страны Западной Европы и другие, вынуждены
прибегать к услугам морского транспорта. В некоторых случаях
морские перевозки сжиженных газов и в пределах одной страны
являются наиболее целесообразным и экономичным видом
транспорта. Проблема доставки сжиженных газов морем стала
особенно актуальной в последние годы в связи с бурным ростом
потребления газов в областях, достаточно удаленных от мест
добычи.
Первые сведения о перевозках сжиженных газов по морю
относят к 1929-1931 гг., когда некоторые европейские и амери-
канские компании начали переоборудовать суда под танкеры для
транспортировки сжиженных газов.
Первое судно для транспортировки бутана "Агнита" было
построено в Англии в 1931 г. В 1940-х гг. со стапелей сошли
танкеры: греческий "Медгаз" в 1944 г. и японский "Too Со Мару"
в 1945 г.
Широкое развитие морские перевозки сжиженных газов по-
лучили после Второй мировой войны. В Западной Европе танке-
ры для сжиженных углеводородных газов появились в 1953 г.
Первым специально спроектированным газовозом явилось пост-
роенное в 1953 г. в Швеции для датских судовладельцев судно
"Размус Толстрап". С этого времени начался быстрый рост мор-
ского транспорта сжиженных углеводородных газов.
Развитие морского транспорта природного газа (содержание
метана до 98 %), который может находиться в сжиженном состоя-
нии лишь в условиях глубокого охлаждения (до -162 °C), нача-
лось значительно позже, чем перевозки морем СУГ. Исследова-
ния по выявлению возможности транспортировки сжиженного
природного газа на судах начались в 1950 г., когда американскими
214
специалистами был разработан проект перевозки СПГ на специ-
альных баржах по реке Миссисипи из Луизианы к холодильникам
скотобоен в Чикаго. В 1954 г. были построены первые две баржи.
Однако разрешение на их эксплуатацию получено не было, и их
в течение почти пяти лет использовали для проведения экспери-
ментов и испытаний по программе, включающей морские пере-
возки сжиженного природного газа.
Первое судно для перевозки СПГ морем "Метан Пионер"
с грузом около 2000 т сжиженного газа на борту вышло в рейс из
США в Англию в начале 1959 г. После успешного завершения
опытных рейсов началось широкое строительство танкеров для
перевозки СПГ морем во Франции, Англии и других странах.
В Советском Союзе перевозки сжиженных углеводородных
газов морем начались в декабре I960 г. на танкере "Фрунзе”, пере-
оборудованном для одновременной перевозки нефтепродуктов
и аммиака. Позднее в составе Новороссийского пароходства стали
работать газовозы "Кегумс" и "Краслава", построенные по заказу
Советского Союза в Японии в 1965 г. Каждое судно перевозило
в четырех сферических резервуарах примерно по 1000 т сжижен-
ного пропана и бутана.
В последующие годы число танкеров, используемых для мор-
ских перевозок сжиженных газов, увеличивается. Мировой флот
танкеров-газовозов уже в 1968 г. исчислялся цифрой 216 с сум-
марной вместимостью 1025 тыс. м3.
Существуют три типа судов для транспорта сжиженных угле-
водородных газов.
1.	Танкеры с резервуарами под давлением. Резервуары этих
танкеров рассчитывают на максимальную упругость паров про-
дукта при +45 °C, что составляет около 16 кгс/см2.
2.	Танкеры с теплоизолированными резервуарами под пони-
женным давлением (полуизотермические). Сжиженный газ транс-
портируется при промежуточном охлаждении (от -5 до +5 °C)
и пониженном давлении (3-6 кгс/см2).
3.	Танкеры с теплоизолированными резервуарами под давле-
нием, близким к атмосферному (изотермические). В изотерми-
ческих танкерах сжиженные газы транспортируют при давлении,
близком к атмосферному, и низкой отрицательной температуре
215
(-40 °C для пропана, аммиака; -103 °C — для этилена и -161°С —
для сжиженного природного газа).
По форме устанавливаемых на танкере резервуаров газовозы
могут быть разделены на танкеры, оборудованные сферическими,
цилиндрическими и прямоугольными резервуарами.
Танкеры с резервуарами под давлением. Масса грузовых
резервуаров значительно превышает массу аналогичных уст-
ройств при других способах перевозки сжиженных газов, что со-
ответственно увеличивает резервы и стоимость судна. Грузоподъ-
емность резервуаров — до 2000 м3. Производительность налива-
слива — 30-200 т/ч. Применяются танкеры при сравнительно не-
больших грузопотоках и отсутствии специального оборудования
на береговых базах и танкерах.
Полуизотермические танкеры характеризуются универсаль-
ностью приема с береговых баз сжиженного газа при разнообраз-
ных температурных параметрах. В связи с уменьшением массы
грузовых резервуаров и возможностью придания им прямоуголь-
ной формы уменьшаются размеры танкера и улучшается исполь-
зование объема резервуаров. Вместимость резервуаров — 2000-
13000 м3. Производительность налива-слива — 100-420 т/ч. При-
меняются эти танкеры при значительных грузооборотах и при на-
личии соответствующего оборудования на береговых базах
и танкерах.
Изотермические танкеры являются наиболее совершенными,
они позволяют увеличить производительность налива-слива и со-
ответственно пропускную способность береговых баз и оборачи-
ваемость флота. Вместимость резервуаров свыше 10000 м3. Про-
изводительность налива-слива — 500-1000 т/ч и более. Характе-
ризуются большими размерами и применяются при значительных
грузооборотах.
Выбор способа транспортировки газа зависит от целого ряда
технических и экономических факторов, связанных не только
с размерами и конструкцией судна, но и с условиями хранения
сжиженного газа на берегу.
Опыт эксплуатации газовозов выявил несоответствие между
типами газовозов и способами хранения газа на берегу. Так, в слу-
чае хранения сжиженного газа на берегу при положительной тем-
216
пературе и высоком давлении суда, перевозящие газ в теплоизо-
лированных резервуарах при пониженном давлении, оказываются
в невыгодном положении. Чтобы погрузить газ на эти суда, необ-
ходимо с помощью береговой или судовой холодильной установ-
ки привести температуру и давление газа, хранящегося на берегу,
в соответствие с условиями перевозки его на судне. Это вызывает
увеличение времени простоя и энергозатрат по сравнению с судами,
перевозящими сжиженный газ в резервуарах высокого давления.
Полуизотермические танкеры имеют ряд преимуществ перед
танкерами, перевозящими газ в резервуарах высокого давления.
Так как плотность сжиженного газа увеличивается с понижением
его температуры, объем резервуаров у полуизотермических танке-
ров при заданной грузоподъемности будет меньше. При уменьше-
нии расчетного давления газа можно снизить массу резервуаров.
Резервуар для пропана вместимостью 1000 м3, рассчитанный на
перевозку сжиженного газа под давлением, весит около 300 т.
Полуизотермический резервуар такой же вместимости с темпера-
турой газа +5 °C и при пониженном давлении весит 120 т, и сто-
имость его примерно на 40 % меньше. Кроме того, на полуизотер-
мических газовозах лучше используется объем трюма, так как
теплоизолированным резервуарам, находящимся при понижен-
ном давлении, можно придавать форму, в наибольшей степени со-
ответствующую обводам судна.
Для изотермических танкеров указанные показатели выше,
чем для полуизотермических. Однако перевозка газа в изотерми-
ческих танкерах требует оборудования портов отправления и при-
ема низкотемпературными резервуарами для хранения сжижен-
ного газа и теплоизолированными трубопроводами для его пере-
качки. Затраты на такое оборудование эффективны при больших
грузопотоках сжиженного газа.
Конструкция танкера зависит от способа транспортировки
сжиженного газа, который, в свою очередь, диктует выбор типа
резервуаров, устанавливаемых на газовозе.
При перевозке газа под давлением и в полуизотермическом
состоянии применяют цилиндрические вертикальные, горизон-
тальные и сферические резервуары, а в случае транспортировки
газа в изотермическом состоянии обычно используют прямо-
217
угольные резервуары, так как они позволяют лучше использовать
подпалубный объем судна. При одной и той же вместимости
(2000 м3) на судне размещается значительно меньшее количество
горизонтальных цилиндрических или сферических резервуаров,
чем вертикальных.
Уменьшение изолируемой поверхности приводит к уменьше-
нию расхода дорогостоящей теплоизоляции и к снижению сто-
имости всего танкера в целом. Вертикальные цилиндрические ре-
зервуары характеризуются удобством размещения и установки их
на судне, простотой монтажа трубопроводов и арматуры. Крепле-
ние вертикальных резервуаров не вызывает затруднений, для
установки же горизонтальных резервуаров требуется большее
число опор, поэтому на танкерах, перевозящих сжиженный газ
под повышенным давлением, используют в основном вертикаль-
ные цилиндрические резервуары (рис. 10.5), а при полуизотерми-
ческом способе перевозки — горизонтальные цилиндрические
и сферические резервуары (рис. 10.6).
Рис. 10.5. Танкер для перевозки сжиженных углеводородных газов
под повышенным давлением в цилиндрических вертикальных резерву-
арах
218
Рис. 10.6. Полуизотермические танкеры для перевозки сжиженных
углеводородных газов:
а - со сферическими резервуарами, установленными на грузовой палубе;
б — со сферическими резервуарами, установленными в грузовых трюмах;
в — с цилиндрическими резервуарами, установленными в грузовых трю-
мах и на верхней палубе
Расчет резервуаров на прочность производят по выбранному
расчетному давлению с учетом давления, возникающего в резуль-
тате ударов сжиженного газа в стенки резервуаров. Удары могут
возникать в результате резкой остановки танкера и при резонансе
между колебаниями сжиженного газа в резервуаре и колебаниями
самого судна.
Первые танкеры с резервуарами высокого давления рассчи-
тывали при р0 = 25 кгс/см2 для перевозки сжиженного углеводо-
219
родного газа при температуре до +65 °C. Эти расчеты оказались
завышенными, и в настоящее время нормами предусматривается
максимальная температура перевозки сжиженных газов +45 °C, при
которой давление паров пропана достигает 17,5 кгс/см3.
Для уменьшения давления, возникающего в результате коле-
баний транспортируемого сжиженного газа и достигающего зна-
чительных величин в длинных горизонтальных цилиндрических
резервуарах, их обычно оборудуют несколькими поперечными пе-
регородками, а иногда для уменьшения свободной поверхности
жидкости устанавливают и продольную перегородку.
Рис. 10.7. Советский газовоз "Кегумс":
1 -  форпик; 2 — диптанк; 3 — насосно-компрессорное отделение; 4 — от-
деление приводных двигателей; 5 — промежуточный резервуар; 6 — гру-
зовые резервуары; 7- машинное отделение; станция углекислотного
пожаротушения; 9 — топливные цистерны; 10 — топливно-балластные
цистерны; 11 — ахтерпик
220
Фундаменты резервуаров необходимо проектировать с уче-
том дополнительных динамических нагрузок, направленных вер-
тикально вниз и принимаемых равными в оконечностях танкера
полуторной массе резервуара с грузом, а в средней части танкера —
одинарной массе резервуара с грузом.
На резервуарах и технологических коммуникациях танкеров
устанавливают арматуру и приборы, аналогичные применяющим-
ся при хранении сжиженных газов.
Типы и конструкция теплоизоляции резервуаров полуизотер-
мических и изотермических танкеров также аналогичны приме-
няющимся при низкотемпературном хранении сжиженных газов.
Первым в мире газовозом, предназначенным для перевозки
сжиженных газов полуизотермическим способом, является фран-
цузский танкер "Декарт" — одновинтовое однопалубное двух-
трюмное судно с баком и ютом с двойным дном по всей длине,
в котором находятся пресная вода, топливо и балласт.
Сжиженный газ (пропан, бутан) перевозили в восьми цилин-
дрических горизонтальных резервуарах, из которых шесть были
установлены в грузовых трюмах, а два — на верхней палубе. Два
нижних кормовых и верхние резервуары предназначены для пере-
возки бутана и рассчитаны на рабочее давление 9 кгс/см2. Осталь-
ные рассчитаны на перевозку бутана и пропана. При перевозке
пропана резервуары охлаждали холодильной установкой, состоя-
щей из трех компрессоров, причем в качестве хладоагента исполь-
зовали сжиженный пропан. Разгрузку газовоза осуществляли
с помощью двух центробежных насосов производительностью по
85 м3/ч и компрессора, установленных в специальном помещении
в носовой части судна.
Газовоз "Декарт" был оборудован автоматической системой
обнаружения утечки газа, которая при помощи звуковой и свето-
вой сигнализаций оповещала команду о появлении газа в трюмах
или помещении для электродвигателей. Главным двигателем суд-
на служил 12-цилиндровый четырехтактный реверсивный дизель
12РА2 мощностью 1000 л. с. (максимальная мощность 1200 л. с.).
Экипаж судна — 12 человек.
На полуизотермических танкерах применяются различные
системы охлаждения:
221
—	конденсация газовой фазы в конденсаторах рассолом
(рис. 10.8, о);
—	охлаждение с помощью помещенных в жидкую фазу змее-
виков, по которым пропускают рассол;
—	использование рабочих компрессоров для охлаждения,
причем в этих случаях хладоагентом является сам продукт
(рис. 10.8, б).
Холодильные установки танкера во всех случаях обеспечива-
ют следующие операции:
—	доведение температуры сжиженного газа, отбираемого из
резервуаров берегового хранилища, до температуры, определен-
ной для одного резервуара танкера;
—	поддержание в процессе транспортировки постоянной тем-
пературы продукта в резервуарах танкера или понижение темпе-
ратуры, если продукт должен быть слит в порту назначения в ре-
зервуары с более низкой температурой хранения.
Температурный режим рассчитывают на то, чтобы не наруши-
лись пределы ударной вязкости стали, из которой изготовлены
резервуары.
На полуизотермических танкерах применяют не только холо-
дильные установки, но и установки подогрева сжиженных газов
Рис. 10.8. Принципиальная схема системы охлаждения сжиженных
газов на морском танкере:
1 — резервуар; 2 — сжиженный газ; 3 — рассол; 4 — теплообменник; 5 —
дроссельный вентиль; 6 — конденсатор; 7 — компрессор
222
для того, чтобы избежать понижения температуры сжиженного
газа ниже минус 1 °C в зимнее время.
Изотермические танкеры, как уже отмечалось, характеризу-
ются большой грузоподъемностью и производительностью грузо-
вых работ. Первый крупный изотермический танкер 'Тошу
Мару", построенный в Японии в 1961 г., был предназначен для од-
новременной перевозки примерно 5000 т сжиженного углеводо-
родного газа и 38000 т нефти. Грузовое пространство судна было
разделено двумя продольными и 11 поперечными плоскими пере-
борками на 36 прямоугольных танков, причем в пяти централь-
ных танках установлены изолированные пенополиуретаном ре-
зервуары для сжиженного газа, изготовленные из никелевой ста-
ли. Главным двигателем судна служил 8-цилиндровый дизель
"Бурмейстер и Вайн" типа 84-УТВ мощностью 14300 л. с. при час-
тоте вращения 104 об/мин. Танкер совершал рейсы со скоростью
29 км/ч, протяженностью 33000 км при вместимости топливных
цистерн 3220 м3. Экипаж судна состоял из 60 человек.
Одним из самых больших танкеров для перевозки сжижен-
ных углеводородных газов в те годы являлся шведский газовоз
"Поль Эндакот", построенный в 1964 г. Он мог одновременно пе-
ревозить четыре вида различных сжиженных газов общей массой
более 14 тыс. т. Длина танкера — 180 м, скорость — свыше 30 км/ч.
Этот танкер был способен совершать плавание во льдах. Для сжи-
женных газов на танкере были смонтированы пять основных
стальных емкостей, изолированных пенополиуретановым матери-
алом. Газ в емкостях хранился при атмосферном давлении, что по-
зволяет использовать более легкую сталь для резервуаров по
сравнению с другими конструкциями. Стоимость перевозки еди-
ницы массы сжиженного газа значительно ниже, чем в танкерах,
где газ перевозится в емкостях под давлением. На верхней палубе
были расположены четыре горизонтальные емкости на 1200 м3
сжиженного газа каждая. В носовой части танкера имелись два
цилиндрических резервуара, содержащих сжиженный газ под дав-
лением, который служил для охлаждения основных емкостей пе-
ред их загрузкой и выгрузкой. Скорость загрузки и выгрузки тан-
кера — 1000 т/ч сжиженного углеводородного газа.
Технология производства грузовых работ на каждом из пере-
223
численных типов танкеров (с резервуарами под давлением, полу-
изотермических, изотермических) различна и зависит не только
от типа газовоза, но и от условий хранения сжиженного углеводо-
родного газа на берегу.
Грузовая система танкеров, перевозящих сжиженный газ в ре-
зервуарах высокого давления, состоит из жидкостных и паровых
трубопроводов, насосов, компрессоров и промежуточного резер-
вуара.
При хранении сжиженного газа на берегу в резервуарах под
повышенным давлением погрузка газовозов осуществляется сле-
дующим образом.
Из промежуточного резервуара пары газа отсасывают комп-
рессорами и сжимают до давления, равного или несколько превы-
шающего давление в береговых резервуарах. Возникающий пере-
пад давления заставляет сжиженный газ вытекать из берегового
хранилища, затем насосами его подают в грузовые резервуары
танкера. Паровую подушку, поддерживающую в судовых грузо-
вых резервуарах давление, по мере поступления сжиженного газа
с берега отводят в промежуточный резервуар. Производитель-
ность налива на танкере этим способом составляет 100-150 т/ч.
Полуизотермические танкеры наливают так же, как и газово-
зы, перевозящие сжиженный газ только под давлением, т. е. при
условии создания перепада давления между грузовыми резервуа-
рами судна и береговыми резервуарами. В грузовую технологи-
ческую схему полуизотермических танкеров включены установки
повторного сжижения газа, образовавшегося вследствие нагрева
грузовых резервуаров. Согласно предписаниям классификацион-
ных обществ суточная производительность компрессоров должна
обеспечить сжижение всего испаряющегося газа.
Производительность налива этих танкеров находится в пре-
делах 250-500 т/ч. Подачу сжиженного газа на изотермический
танкер производят обычно береговыми средствами со скоростью
до 1000 т/ч и выше, загрузку танкеров сжиженными газами —
через насосную станцию, расположенную на базе.
Загрузочные трубопроводы соединяют с трубопроводами
танкера при помощи гибких шлангов и шлангоподъемного обору-
дования, установленного на причале.
224
Погрузочные работы всех типов танкеров производят в следу-
ющей последовательности.
Перед началом работ по заполнению танкера ответственное
лицо — диспетчер оформляет наряд на газоопасную работу.
Бригада операторов товарного цеха базы подсоединяет налив-
ные шланги к танкеру. До подсоединения шлангов сбрасывают
давление с трубопроводов жидкой и паровой фаз путем отсоса
компрессорами через перемычку по паровому трубопроводу до
нуля. Убедившись по манометру, что давление сброшено, присту-
пают к снятию заглушки у фланца шланга или переходника для
подсоединения шланга. Поднимают шланг лебедкой танкера
и производят подсоединение к переходнику жидкой фазы танке-
ра, аналогично подсоединяют шланг паровой фазы. Одновремен-
но с подсоединением шланги заземляют.
После затяжки всех шпилек фланцевых соединений открыва-
ют байпас и спрессовывают их на плотность паровой фазой по па-
ровому трубопроводу. Убедившись, что пропуска газа во фланце-
вых соединениях нет, приступают к заполнению танкера.
В процессе грузовых работ за количеством поступающего
сжиженного газа устанавливают постоянный контроль, который
осуществляют как на базе, так и непосредственно на судне.
При наливе танкера диспетчер базы совместно с представите-
лем танкера из вентиля на жидкостной линии производят отбор
арбитражных проб в баллончики вместимостью не более 320 г.
Наполненные баллончики пломбируют пломбой базы и судна.
Для каждого коносамента наполняют по четыре баллончика, из
которых два передают на судно и два оставляют на базе. Арбит-
ражные пробы хранят на базе в течение двух месяцев.
Количество погруженного продукта на танкер определяется
согласно данным судна, после чего диспетчер оформляет соответ-
ствующие документы (сертификат количества, паспорт качества
и т. д.)
После окончания грузовых работ снижают давление в запра-
вочных шлангах до нуля. Убедившись по манометру в отсутствии
давления в шлангах, бригада операторов товарного цеха базы
(предварительно закрыв соответствующие задвижки, установив
заглушки на фланцах) лебедкой опускает их на причал.
225
8-187
При перегрузке и перевозке сжиженных газов предъявляются
жесткие меры предосторожности, определяемые "Требованиями
техники безопасности и производственной санитарии при пере-
возке сжиженных газов”.
Причал, на котором производят грузовые операции со сжи-
женными газами, должен отвечать следующим требованиям. Рас-
стояние от причала до ближайших зданий и сооружений — не ме-
нее 100 м.
Необходим телефон общего пользования и взрывобезопасная
система освещения (прожекторы) на расстоянии не менее 50 м от
места стоянки танкера.
При производстве грузовых работ остальное электрическое
освещение должно быть выключено.
Привальные бруски на причале должны быть деревянными,
без металлических шин и выступающих металлических штырей,
причалы должны иметь мягкие кранцы.
Причал должен быть укомплектован первичными средствами
пожаротушения. Во время подсоединения и отсоединения шлан-
гов устанавливают дежурство пожарной машины на причале.
Опасная зона должна быть огорожена временным ограждени-
ем с надписями: "Не курить!", "Посторонним вход воспрещен".
Во время стоянки газовоза у причала с морской стороны
выставляют временные буи с красными флагами или огнями на
расстоянии не менее 50 м от причала. Запрещается посещение
всякими плавсредствами зоны, огражденной буями.
Незанятая на грузовых работах часть судового экипажа долж-
на находиться на берегу вне опасной зоны.
Суда, проходящие на расстоянии 500 м от стоящего под сли-
вом-наливом газовоза, должны иметь малый ход.
Дежурный диспетчер порта (береговой базы) обязан не по-
зднее чем за 1 ч до прибытия танкера известить об этом пожарную
охрану, указав название судна, род груза и номер причала.
Причал, на котором производят грузовые операции, должен
круглосуточно находиться под наблюдением пожарной охраны со
всеми необходимыми средствами пожаротушения.
Запрещается: работа портовых механизмов и агрегатов; разве-
дение огня, производство сварочных работ; проезд автомобилей
226
и других транспортных и перегрузочных средств; погрузка
и выгрузка сжиженных газов во время грозы.
Руководитель работ по перегрузке сжиженных газов на берегу
обязан:
—	обеспечить готовность оборудования, инструмента и бере-
говой бригады к производству перегрузочных работ;
—	согласовать со вторым штурманом и механиком танкера по-
рядок и схему грузовых работ;
—	обеспечить надежное заземление трубопроводов и шлангов;
—	руководить работами по ликвидации аварий на берегу во
время перегрузки сжиженного газа.
При возникновении пожара на судне либо в опасной зоне во
время грузовых работ необходимо:
—	объявить тревогу и действовать по расписанию "Пожарная
тревога";
—	прекратить перегрузочные операции.
По окончании налива танкер-газовоз должен выйти на вне-
шний рейд. Груженому судну стоянка у причала не разрешается.
10.5. ПЕРЕВОЗКА
СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
РЕЧНЫМ ТРАНСПОРТОМ
В настоящее время для снабжения сжиженным газом некото-
рых районов нашей страны используют речной транспорт. Сжи-
женный газ от места поставки к потребителю перевозят водным
путем на баржах, груженных баллонами или резервуарами типа
PC-1600. Для этой цели применяют сухогрузные баржи грузо-
подъемностью 100, 200 и 300 т, которые транспортируют катера-
ми типа Т 63 мощностью 150 л. с., а также самоходные баржи гру-
зоподъемностью 60 т. По периметру площадки баржи под погруз-
ку баллонов и резервуаров приваривают стойки из металлических
труб диаметров 57 мм, толщиной не менее 5 мм на расстоянии 2 м
друг от друга и 0,6-1 м от края баржи. К стойкам по периметру по-
грузочной площадки проволочными хомутами укрепляют доски
толщиной 50 мм. На высоте 1,5-2 м от палубы до верха по пери-
227
метру стойки соединяют стальными стяжками (полосовыми
4 х 200 мм или круглыми диаметром 12 мм) при помощи сварки.
Из этой же стали приваривают диагональные и угловые связи.
Площадку палубы, на которую грузят баллоны и резервуары,
выстилают досками толщиной 15-50 мм, с просветом между дос-
ками 150 мм, без крепления. По бортам палубы для прохода об-
служивающего персонала делают дощатый настил.
Скорость буксировки барж с грузом зависит от скорости тече-
ния реки и фактически составляет: по течению — 12-15 км/ч, про-
тив течения — 8-10 км/ч на реках Обь и Иртыш.
Для приема барж сооружают специальные причалы. При от-
сутствии причала для разгрузки барж оборудуют естественные бе-
рега, и в этом случае при разгрузке резервуаров применяют плаву-
чие краны, которые за счет большого вылета стрелы (до 30 м)
обеспечивают одновременно погрузку резервуаров на автомоби-
ли. В качестве причала используют также аппорель (паром для
переправы механизмов и транспортных средств, укомплектован-
ный откидным трапом). Выгрузку баллонов и резервуаров произ-
водят с носовой части баржи в сторону кормы, снятие брезента,
отвязку баллонов и резервуаров — партиями от стойки к стойке.
Доставка сжиженного газа водным путем является наиболее
экономичным видом транспорта.
По данным треста Союзтюменгаз стоимость доставки газа из
г. Тюмени на Север Тюменской области в баллонах и резервуарах
1 т сжиженного газа на 1 км речного пути в баллонах составила
3,1 коп., в резервуарах — 2,7 коп. (в ценах 1975 г.).
Можно снизить стоимость доставки сжиженного газа речным
транспортом на 20 %, применив в качестве тары под газ резервуа-
ры объемом 100 и 200 м3. Резервуары устанавливают на баржах
грузоподъемностью 200 и 300 т. Затем резервуары заполняют
сжиженным газом, после чего водным путем транспортируют
в пункт назначения, где при помощи находящегося на берегу на-
сосно-компрессорного оборудования сжиженный газ перекачива-
ют в мелкие резервуары типа РС-1600. Перевозки сжиженных уг-
леводородных газов речным транспортом в Советском Союзе
были начаты в 1966 г. За рубежом этот вид транспорта относи-
тельно развит и широко используется. Впервые перевозку СУГ на
228
речных судах стали осуществлять в США. Обычно там для этого
используют речные баржи с цилиндрическими резервуарами вы-
сокого давления или с изотермическими низкотемпературными
емкостями, содержащими газ при давлении, близком к атмосфер-
ному. В качестве примера можно привести американский речной
толкаемый состав из трех наливных барж, который может перево-
зить до 2500 т сжиженных нефтяных газов (пропан, бутан, амми-
ак) при низкой температуре. Головная баржа состава имеет длину
89,37 м, средняя — 85,40 м и кормовая — 85,71 м. В каждой барже
по два цилиндрических изотермических резервуара длиной 74,42 м,
диаметром 5,49 м, общей вместимостью 800 м3. В резервуарах
можно поддерживать температуру до минус 51 °C В качестве теп-
лоизоляционного материала применяют блоки пеностекла разме-
ром 60,9 х 15,2 х 15,2 см, а стыки и пазы между ними заполняют
специальной мастикой, стойкой к низким температурам. Блоки
заключают в кожух из стальной нержавеющей ленты, покрытой
поливиниловой краской и сеткой из стекловолокна.
В начале 1960-х годов перевозку сжиженных углеводородных
газов стали практиковать и на реках Западной Европы. В некото-
рых странах начали строить суда с применением металлов повы-
шенной антикоррозионной стойкости (алюминий, нержавеющие
стали) и стойких синтетических покрытий.
Во Франции впервые в Западной Европе в 1966 г транспорт-
ная фирма "Сожестран" начала эксплуатировать на р. Сене речной
толкаемый состав, перевозящий пропан и бутан под высоким дав-
лением. Перевозки сжиженных газов осуществляли на 210-кило-
метровом участке от нефтеперерабатывающего завода в Пти-Ку-
роне до газораспределительной станции фирмы "Манюгаль"
в Нантере. Толкаемый состав включал в себя буксир-толкач "Ви-
жилян" и две наливные баржи "Нантер" и "Марсель" и имел об-
щую грузоподъемность до 4100 т. Наливная баржа "Нантер" была
приспособлена для одновременной перевозки сжиженных газов
и легких нефтепродуктов, ее длина — 72 м, ширина — 11,44 м,
осадка — 2,40 м. Баржа была разделена на восемь отсеков, внутри
которых были установлены по одному резервуару высокого дав-
ления (всего на барже имелось четыре резервуара вместимостью
по 125 м3, рассчитанных на давление 5 кгс/см2 для бутана и четыре
229
резервуара такой же вместимости, но под давлением 18 кгс/см2 —
для пропана). В оставшееся пространство отсеков заливали
газойль, легкий мазут или бензин. Полная грузоподъемность бар-
жи составляла 1000 м3 сжиженных газов и 1350 т нефтепродуктов.
При этом баржу "Марсель" использовали только для перевоз-
ки подогретого мазута.
Налив сжиженных газов в баржу у причала завода производи-
ли через верх насосом, а слив осуществляли путем выдавливания
жидкой фазы бутана или пропана парами этих же газов, подавае-
мых компрессором из резервуаров берегового хранилища (произ-
водительность слива — 200 м3/ч).
Толкаемые составы имеют ряд преимуществ по сравнению
с самоходными баржами:
— непрерывность использования дорогостоящего оборудова-
ния (в данном случае — буксира-толкача). Буксир может поста-
вить баржи под разгрузку или погрузку и сразу же брать другие,
готовые к отправке. Некоторое количество лишних барж можно
также использовать как не очень дорогое средство временного
хранения сжиженных газов, что делает ненужной в некоторых
случаях промежуточную перевалку СУГ с одного вида транспорта
на другой через газонаполнительные станции;
— возможность увеличить грузоподъемность транспортной
единицы, что нельзя сделать в отношении самоходных барж
из-за непригодности судов больших размеров к плаванию на
узких реках.
Ленгипроречтранс разработал проект переоборудования
судов для перевозок сжиженного газа.
10.6. ТРАНСПОРТИРОВКА
СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
ПО ТРУБОПРОВОДАМ
Сжиженные газы транспортируют по трубопроводам при
доставке их с заводов-изготовителей крупным потребителям,
в основном предприятиям нефтехимии.
Технологическая схема трубопроводов сжиженных углеводо-
230
Рис. 10.9. Технологическая схема магистрального трубопровода
для сжиженного углеводородного газа:
1 — резервуары головной насосной станции; 2 — подпорные насосы голов-
ной насосной станции; 3 — основные насосы головной насосной станции;
4—пункт замера; 5 — промежуточная насосная станция; 6—манометр для
контроля давления; 7 — регулятор давления (до себя); 8 — резервуары
хранения на конечном пункте (на кустовой базе или на газонаполнитель-
ной станции)
родных газов (рис. 10.9) не отличается существенно от схемы
обычных нефтепродуктопроводов.
Головная насосная станция (ГНС) может быть расположена
непосредственно на территории завода или может быть отдельно
стоящей в комплексе с резервуарным парком На головной насос-
ной станции сооружают резервуары для хранения запаса газа
и насосную станцию с подпорными, основными и резервными на-
сосами. Через определенные расстояния (определяемые расчет-
ным путем) на магистральном трубопроводе размещают проме-
жуточные насосные станции (ПНС). Их оборудуют основными
и резервными насосами.
Сжиженный газ из резервуаров 1 подпорными насосами 2
направляют в основную насосную, откуда с помощью основных
насосов 3 через пункт замера 4 — в магистральный трубопровод.
Сжиженные газы могут легко переходить в газообразное со-
стояние, заполнять часть сечения потока, что может привести
к резкому повышению потерь давления на трение и, как след-
ствие, к снижению пропускной способности трубопровода. Кроме
того, при прохождении газожидкостной смеси через насос возможны
кавитационные явления. Опасной точкой трубопровода СУГ явля-
ется верхняя точка профиля трассы трубопровода, так как здесь
231
наиболее возможно испарение жидкой фазы. Для обеспечения од-
нофазного течения жидкости в конце трубопровода устанавлива-
ют регулятор давления (до себя) 7, с помощью которого можно
обеспечить требуемое давление в контрольном сечении трубопро-
вода независимо от производительности трубопровода.
По магистральным трубопроводам сжиженные газы (пропан,
бутан) можно перекачивать как совместно с другими нефтепро-
дуктами (бензинами), так и без них по специальным пропан-бута-
новым трубопроводам. При последовательной перекачке бензина,
бутана, пропана и пропан-бутановых смесей по одному и тому же
трубопроводу смешение этих продуктов незначительно.
На разветвленных трубопроводных системах необходимо
точно определять время появления "головы" партии продукта на
приемном пункте для переключения приемных емкостей. При
этом следует учитывать изменение объема партии из-за измене-
ния температуры и давления по длине трубопровода.
232
ГЛАВА 11
ХРАНЕНИЕ
СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
11.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ ХРАНИЛИЩ
СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
В связи с непрерывным ростом производства и потребления
сжиженных газов требуется увеличение общего объема хранилищ
и усовершенствование способов хранения. Хранилища сжижен-
ных газов необходимы на газо- и нефтеперерабатывающих заво-
дах, установках стабилизации нефти, газоприемораздаточных
и газонаполнительных станциях, на химических предприятиях,
для нормальной эксплуатации трубопроводов сжиженного газа
и регулирования сезонной неравномерности газопотребления.
Мелкие емкости сжиженного газа используют для коммунально-
бытовых нужд, в сельской местности и на транспорте. Без храни-
лищ сжиженного газа невозможна непрерывная и надежная рабо-
та транспортно-распределительной системы газоснабжения. Это
объясняется неравномерностью производства и потребления сжи-
женных газов. Работа транспорта становится оптимальной только
при равномерной нагрузке в течение года. Для обеспечения таких
условий работы транспорта с учетом создания резервов на случай
аварий в отдельных звеньях транспортной системы необходимо
иметь крупные хранилища сжиженных газов. Для обеспечения
бесперебойного производства, транспорта и потребления сжижен-
ных газов необходимо иметь не менее 0,5-0,55 м3 резервной вме-
стимости на 1 т годовой производительности.
Хранилища для сжиженных углеводородных газов по своему
назначению можно разделить на следующие основные группы.
Группа А — хранилища, находящиеся на газо- и нефтеперера-
батывающих заводах. Объем резервуарного парка таких храни-
233
лищ определяют по формуле
у
А 365рА’,
где М,.—годовой объем производства сжиженного углеводород-
ного газа;
т — время хранения, сут (2-20), определяется в зависимости
от принятого для промышленного предприятия норма-
тива;
р — плотность хранимого продукта;
k3 — коэффициент заполнения резервуаров хранилищ.
Группа Б — хранилища на перевалочных кустовых и порто-
вых базах сжиженного углеводородного газа, резервуарные парки
газонаполнительных станций (ГНС). Необходимую емкость ре-
зервуарного парка следует определять в зависимости от суточной
производительности хранилища, степени заполнения резервуаров
и количества резервируемого для хранения сжиженного углево-
дородного газа. Количество резервируемого газа целесообразно
рассчитывать в зависимости от времени работы хранилища без
поступления газа тр. Величину тр определяют по формуле
/
Тп —--Ь Тпп 4- То,
Р тл ПР 3
где /—расстояние от завода-поставщика сжиженного углеводо-
родного газа до хранилища;
Vjp — нормативная скорость доставки грузов (для железной до-
роги при перегонной отправке принимается 330 км/сут);
тпр — время, затрачиваемое на операции, связанные с отправле-
нием и прибытием продукта (принимается 1 сут);
т3 — время, на которое следует предусматривать эксплуатаци-
онный запас сжиженных газов в хранилище (в зависимо-
сти от местных условий принимается 3-5 сут).
Группа В — хранилища у потребителей (крупные промыш-
ленные предприятия, населенные пункты). Необходимый объем
этих хранилищ рассчитывают из годовой потребности и характера
234
потребления сжиженного углеводородного газа.
Группа Г — хранилища для сглаживания неравномерности
потребления газа. Они обеспечивают бесперебойную и непрерыв-
ную подачу газа при колебаниях (сезонных, суточных, часовых)
его потребления. Объем хранилищ Vr для сглаживания неравно-
мерности с применением сжиженного природного газа определя-
ют по формуле
у = ЛШ
г 100ф’
где М—годовое потребление газа;
П—величина пиковой нагрузки (в % от всего потребляемого
газа);
Ф — количество паровой фазы, получаемой при регазифика-
ции из 1 м3 сжиженного природного газа.
В некоторых случаях для сглаживания неравномерности газо-
потребления эффективнее применять сжиженные газы (пропан,
бутан). При этом объем необходимого количества резервного
сжиженного газа становится меньше, так как его теплота сгорания
примерно в 3 раза больше теплоты сгорания метана.
Объем хранилищ для регулирования неравномерности газо-
потребления Vr с применением пропан-бутановых смесей опреде-
ляют по формуле
v _6гКп
Г 2гс ’
где Qr — теплота сгорания природного газа;
Vrn — объем хранилища природного газа;
Ок — теплота сгорания газовоздушной смеси сжиженного газа
(пропан, бутан).
Способность сжиженных газов переходить в жидкое состоя-
ние при нормальной температуре и невысоком давлении значи-
тельно облегчает их хранение. Условия хранения сжиженных
газов и их смесей в емкостях определяются физико-химическими
и термодинамическими свойствами сжиженных газов.
235
В зависимости от давления и температуры, при которых хранят-
ся сжиженные газы, существуют два основных способа хранения:
1. При температуре окружающей среды Т и повышенном
давлении, равном давлению насыщенных паров продуктов хране-
ния при этой температуре. В этом случае расчетное давление ре-
зервуара соответствует давлению паров продукта над жидкостью
при абсолютной максимальной температуре окружающей среды,
характерной для района строительства. Для хранения сжиженных
углеводородных газов под давлением применяют стальные резер-
вуары, подземные хранилища шахтного типа и хранилища в соля-
ных пластах.
2. При постоянном давлении рхр, значительно меньшем дав-
ления насыщенных паров продукта хранения при окружающей
температуре (рхр < 1 МПа) (изотермическое хранение). Темпера-
тура в хранилище Гхр будет постоянна и равна температуре насы-
щенных паров продукта хранения при рхр. Обычно рхр близко
к атмосферному (рхр s 0,105-0,11 МПа) и для большинства
СУГ Тхр < 273 К. Например, температура кипения (в К) при атмо-
сферном давлении жидкого изобутана составляет 283, бутана —
272,5, пропилена — 226, пропана — 231, этилена — 170, этана —
164,5, метана — 114.
Изотермическое хранение сжиженных углеводородных газов
осуществляется в емкостях следующих типов:
—	стальные теплоизолированные резервуары, они бывают ци-
линдрическими и сферическими; сферические резервуары приме-
няют для хранения сжиженных газов при пониженных давлениях
(0,5-0,55 МПа) — промежуточных между принятыми в изотерми-
ческих резервуарах и обычных резервуарах высокого давления;
стальные изотермические хранилища сжиженных газов могут
быть как в наземном, так и в заглубленном исполнении;
—	железобетонные теплоизолированные резервуары;
—	подземные ледопородные резервуары.
В стальных цилиндрических резервуарах под давлением уп-
ругости паров сжиженные газы целесообразно хранить на распре-
делительных базах при объемах хранилища до 2000 м3. При объе-
мах хранилища от 2000 до 100000 м3 используют изотермические
резервуары с промежуточным хладоносителем, а для хранения
236
большего объема газа целесообразно сооружать резервуары в со-
ляных пластах и горных выработках.
Хранение сжиженного метана возможно только в низкотем-
пературных хранилищах. Использование для этих целей изотер-
мических стальных, железобетонных и подземных ледопородных
емкостей находит все большее применение. Это объясняется вы-
сокой эффективностью таких резервуаров
Очень эффективны методы хранения сжиженных газов в под-
земных и изотермических резервуарах. Для них требуется мень-
шее количество металла, меньше площади, и они менее пожаро-
и взрывоопасны.
11.2. ХРАНЕНИЕ
СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
ПОД ДАВЛЕНИЕМ В МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРАХ
Стальные резервуары бывают цилиндрические и сфериче-
ские, а в зависимости от монтажа — наземные, подземные и с за-
сыпкой (рис 11.1).
В первом случае внешняя среда обусловливает температур-
ный режим хранимого сжиженного газа, изменение температуры
воздуха вызывает соответствующие изменения температуры сжи-
женного газа. Разница в температурах сжиженного газа и атмо-
сферы незначительная — порядка 1-2 К. Максимальная темпера-
тура сжиженного газа в наземных резервуарах определяется мак-
симальной температурой воздуха в летний период.
При заглублении резервуаров температура газа мало зависит
от колебаний температуры воздуха и больше зависит от темпера-
туры окружающей среды. Давление сжиженного углеводородного
газа в резервуарах изменяется в зависимости от температуры хра-
нимого в них продукта. Максимальное давление в резервуаре
обусловливается упругостью насыщенных паров при максималь-
ной температуре внешней среды. Максимальную температуру
в надземных резервуарах и транспортных емкостях для террито-
рии России принимают порядка 328 К. При этой температуре
упругость насыщенных паров пропана 1,92 МПа, н-бутана 0,62 МПа
237
Рис. 11.1. Стальные резервуары:
а — цилиндрический наземный; б — цилиндрический подземный; в —
цилиндрический с засыпкой; г - шаровой; 1 - резервуар; 2 — площадка
для обслуживания; 3 — опоры
и изобутана 0,8 МПа. Минимальная температура в надземных
резервуарах для территории России может достигать 233 К. При
этой температуре упругость паров пропана составляет 0,114 МПа,
бутана — 0,04 МПа, т. е. в резервуаре для хранения бутана может
наблюдаться вакуум. На глубине 1-1,5 м Zmax = 293-298 К, что
обусловливает давление упругих паров пропана 0,95 МПа, н-бута-
на — 0,265 МПа и изобутана — 0,35 МПа. В зимне-весенний пери-
од года Zmin = 271 К, тогда давление упругих паров пропана —
0,45 МПа, н-бутана — 0,11 МПа и изобутана — 0,15 МПа. Таким
образом, при хранении сжиженных углеводородных газов при пе-
ременной температуре давление в резервуаре колеблется в значи-
тельных пределах. Для хранения СУГ при повышенном давлении
затрачивается много металла, а также требуется оснащать резер-
вуары арматурой высокого давления при повышенных эксплуата-
ционных расходах. Резервуары под высоким давлением имеют
сравнительно небольшой объем и являются весьма пожаро-
и взрывоопасными. Поэтому к устройству складов сжиженных га-
зов, оборудованных этими резервуарами, предъявляются повы-
шенные требования по технике безопасности. Недостаток этих ре-
зервуаров — их большая стоимость и металлоемкость (около
238
320 кг металла на 1 м3 объема для СУГ). Хранение продуктов зна-
чительно усложняется, если необходимо хранить газы (например,
этилен), которые при нормальной температуре технологически
трудно перевести из газообразного состояния в жидкое.
Сжиженные газы хранят в цилиндрических и шаровых резер-
вуарах. Вместимость цилиндрического резервуара должна быть
не более 200 м3 для СУГ и 250 т для аммиака, вместимость шаро-
вого резервуара для СУГ, входящих в состав газонаполнительных
станций, — не более 600 м3, для СУГ, хранящихся на сырьевых
и товарных складах нефтехимических предприятий, — не более
2000 м3. Вместимость шарового резервуара для хранения аммиака
не должна превышать 2000 т прирхр до 1 МПа, 950 т при рхр от 1 до
1,6 МПа и 500 т прирхр от 1,6 до 2 МПа включительно.
Металлические (стальные) резервуары для сжиженных газов
изготавливают четырех типов:
—	цилиндрические передвижные объемом 600, 1000 и 1600 л
для наземной установки;
—	цилиндрические стационарные объемом 2,5, 5 и 10 м3 для
подземной установки;
—	цилиндрические стационарные объемом 25, 50, 100, 160
и 200 м3 для наземной и подземной установок;
—	шаровые объемом 300, 600, 900, 2000 и 4000 м3 для назем-
ной установки.
Резервуары для сжиженных газов изготавливают из стали
ВСт.З, спокойной, предназначенной для хранения продуктов при
температуре стенки емкости до 243 К и не выше 323 К и из стали
16ГС для хранения продуктов с температурой стенки не выше
323 К и не ниже 233 К. Основные характеристики цилиндриче-
ских резервуаров даны в табл. 11.1.
На газобензиновых, нефтеперерабатывающих, химических
и других заводах, а также на крупных базах хранения и распреде-
ления сжиженных газов применяют шаровые резервуары, на изго-
товление которых расходуется меньше металла на единицу объе-
ма. Сферический резервуар объемом 600 м3 при толщине стенки
22 мм и диаметром 10,5 м, рассчитанный на рабочее давление
6 • 105 Па, весит 70 т. Основные характеристики сферических ре-
зервуаров даны в табл. 11.2.
239
240
Таблица 11.1
Основные характеристики цилиндрических резервуаров для сжиженных углеводородных газов
Показатель	Условная вместимость, м3					
	25	50	100	160	175	200
Вместимость, м3:						
действительная	27,8	49,8/49,8	93,3/93,3	152,3/154,3	175	192,6/192,6
полезная	23,2	41,6/44,8	77,8/83,4	128,9/139,2	146,2	160,6/173,5
Внутренний диаметр, м	2,0	2,4/2,4	3,0/3,0	3,2/3,2	3,0	3,4/3,4
Общая длина, м	9,1	11,3/11,3	13,6/13,6	19,7/19,7	25,5	21,8/21,8
Длина цилиндрической части, м	8,0	10,0/10,0	12,0/12,0	18,0/18,0	23,8	20,0/20,0
Расстояние между опорами, м	5,5	6,6/6,6	8,0/8,0	11,5/11,5	15,1	12,8/12,8
Наибольшее рабочее давление, кг/см2	18	18/7	18/7	18/7	16	18/7
Толщина стенки, мм: Ст. 3 (спокойная)						
корпус	24	28/14	34/16	36/18	22	38/18
днище	24	28/16	34/16	36/18	28	38/18
Ст.ЗН						
корпус	20	24/15	28/14	30/14	__	32/16
днище	20	24/12	28/16	30/20	—	32/20
Расстояние между штуцерами, м	1,1	1,4/1,4	1,1/1,1	1,4/1,4	0,9	1,1/1,1
Расстояние между штуцером и люком, м	1,4	1,4/1,4	1,4/1,4	1,7/1,7	3,15	1,4/1,4
Общая масса, т						
Ст. 3 (спокойная)	11,7	20,2/10,4	37,2/19,1	60,1/31,9	44,6	73,9/55,8
Ст.ЗН	9,7	17,4/9,2	30,5/16,8	50,4/25,5	—	62,7/32,4
Удельный расход металла (Ст. 3) на 1 м3, т	0,420	0,405/0,209 0,399/0,205 0,395/0,200			0,255	0,384/0,168
Примечание. В числителе приведены данные для пропановых резервуаров, в знаменателе — для бутановых.
Таблица 11.2
Характеристика сферических резервуаров
Номинальная вместимость, м3	Внутрен- ний диаметр, м	Внутрен- нее давление, 105Па	Марка стали	Толщина стенки, мм	Масса одного резервуа- ра, т	Число стоек
300	9	2,5	09Г2С(М)	12	24	6
600	10,6	2,5	09Г2С(М)	12	33,3	8
600	10,5	6	09Г2С(М)	16	43,3	8
600	10,5	10	09Г2С(М)	22	60	8-9
600	10,5	10	09Г2С(М)	34	94,6	8
600	10,5	18	12Г2СМФ	25	69,5	8
900	12	18	ООГ2С(М)	38	140	8
900	12	18	12Г2СМФ	28	101,5	8
2000	16	2,5	09Г2С(М)	16	101,2	12
2000	16	6	09Г2С(М)	22	143	10
4000	20	2,5	09Г2С(М)	20	218	16
4000	20	6	09Г2С(М)	28	305	14
Наземные резервуары для защиты от действия солнечных лу-
чей окрашивают в светлый цвет и оборудуют теневыми кожухами
или располагают под навесами. Подземные резервуары покрыва-
ют противокоррозионной изоляцией и засыпают песком.
Каждую емкость оборудуют люками. Люк-лаз имеет диаметр
0,45 м, а люк вентиляции — 0,2 м. От люка-лаза внутрь горизон-
тального резервуара устанавливают стремянку для спуска по ней
рабочего во время осмотра емкости. Штуцер для спуска воды не-
обходимо оборудовать незамерзающим клапаном.
Резервуары базы хранения оборудуют следующими КИП
и арматурой: указателями уровня жидкой фазы, указателями яв-
ления паровой фазы, предохранительными клапанами, термомет-
рами для замера температуры жидкой фазы, люками-лазами
и вентиляционным люком, устройствами для продувки резервуа-
ра паром или инертным газом и удаления из него воды, тяжелых
остатков, устройством для отбора проб жидкой и паровой фазы.
Кроме того, на наполнительно-расходном трубопроводе резервуа-
ра устанавливают скоростной клапан, автоматически отключаю-
241
щий трубопровод при его разрыве или другой аварии на нем, при-
водящей к выбросу из резервуара большого количества сжижен-
ного газа. Если к резервуару подводят отдельный наполнитель-
ный трубопровод, то на нем необходимо установить обратный
клапан, предотвращающий возможность выхода жидкой фазы.
Для оперативного определения уровня сжиженного углеводо-
родного газа в резервуаре используют указатели уровня (уровне-
меры). Применяют уровнемеры следующих типов: с постоянными
трубками, с мерным стеклом, с поворотной или скользящей труб-
кой, поплавковые, магнитные, электронные, радиоактивные и др.
Уровнемеры используют также для оценки учета количества газа.
Наиболее распространен уровнемер с постоянными трубками, по-
груженными внутрь резервуара на разную глубину, одна из них —
трубка предельного уровня. Во время заполнения резервуара вен-
тиль на трубке предельного уровня каждые 3-5 мин открывают
полностью и жидкость наливается до тех пор, пока из трубки не
появится туманообразная струя жидкости. Считается, что жидкая
фаза не должна полностью занимать объем надземного резервуара
при температуре 55 °C, а подземного резервуара — при температу-
ре 41 °C. Практически степень заполнения принимают для назем-
ных резервуаров ф = 0,85, для подземных резервуаров ф = 0,9.
Остальные трубки ставят через 25 % заполнения или через 10 %
заполнения.
Цилиндрические резервуары на прочность рассчитывают по
давлению, которое определяют по компоненту сжиженного углево-
дородного газа с большей упругостью паров, если его количество
в смеси превышает 5 %, при абсолютной максимальной температуре
окружающей среды для определенного района строительства.
Резервуары, предусматриваемые для районов со средней тем-
пературой наиболее холодной пятидневки до 233 К включитель-
но, изготавливают из стали с гарантируемой ударной вязкостью
при этой температуре не менее 0,3 МПа • м.
Подземные резервуары рассчитывают на рабочее давление,
соответствующее давлению насыщенных паров сжиженного газа
при максимальной температуре грунта в летнее время, но не ниже
298 К. Толщину стенки цилиндрической части резервуара опреде-
ляют по формуле
242
где р—расчетное давление;
DBH—внутренний диаметр резервуара;
^—коэффициент прочности сварного шва;
о — расчетное напряжение стали;
5К—запас толщины на коррозию, который принимается для
наземных резервуаров 0,1 см, для подземных резервуаров —
0,3 см.
Толщину стенок эллиптических днищ цилиндрических резер-
вуаров определяют из соотношения
pD 20г/7? + 4 „
да“2^’20г/7? + 1+Лк’
где R— радиус закругления;
г— радиус сферы.
Наполнительные, сливные и парофазные патрубки резервуа-
ров обвязывают общими трубопроводами (коллекторами). Паро-
фазный коллектор используют для выравнивания давления или
для создания избыточного давления в резервуарах при их опо-
рожнении. Технологическая схема хранилища сжиженного газа
высокого давления изображена на рис. 11.2. В ней предусмотрено
выполнение следующих операций:
—	слив сжиженного газа из железнодорожных цистерн в ре-
зервуары хранения;
—	хранение запасов сжиженного газа, заполнение сжиженным
газом подвижных емкостей — баллонов, цистерн;
—	если имеется регазификационная установка — обеспечение
возможности подачи сжиженного газа на установку регазифика-
ции и далее в газораспределительную сеть.
В данной схеме парофазный объем железнодорожных цис-
терн используют для создания дополнительного давления при по-
даче компрессором 15 паров пропана и бутана, забираемых из па-
рофазного объема резервуаров хранилища и подаваемых по тех-
нологическим трубопроводам 12 и 9. Слив сжиженных газов из
243
244
Рис. 11.2. Технологическая схема хранилища сжиженного углеводородного газа высокого давления
железнодорожных цистерн происходит через коллектор сливных
устройств 2 по трубопроводу 8. Наземные резервуары для защиты
от действия солнечных лучей окрашивают в светлый цвет и обо-
рудуют теневыми кожухами или располагают под навесами. Под-
земные резервуары покрывают противокоррозионной изоляцией
и засыпают песком.
Перепад давления в цистерне и резервуаре может достигать
(1,5-2)  105 Па, что обеспечивает слив из цистерн в течение 3 ч.
Слив производят при температуре СУГ, находящегося в цистерне,
которая близка к температуре окружающего воздуха.
При выдаче сжиженные газы по трубопроводу 17 подают на
вход насосных агрегатов 18 и далее на налив передвижных авто-
цистерн 19 — по трубопроводу 20, для налива баллонов 22 — по
трубопроводу 21, на установку регазификации 24 — по трубопро-
воду 23. Пары сжиженных газов от автоцистерн по трубопроводу
16 поступают на компрессор 15 и далее в паровое пространство
резервуара 4.
11.3.	ШАХТНЫЕ ХРАНИЛИЩА
СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
Шахтные хранилища представляют собой отдельные тоннели
или систему взаимосвязанных горизонтальных выработок, имею-
щих уклон 0,002 в направлении, где установлен откачивающий
насос. Хранение сжиженных газов и нефтепродуктов практически
осуществимо в таких подземных емкостях шахтного типа, кото-
рые находятся в мощных устойчивых отложениях естественно не-
проницаемых пород или пород, поддающихся герметизации с по-
мощью сравнительно несложных инженерных мероприятий. В ча-
стности, герметичность подземных емкостей можно обеспечить
подпором подземных вод с подвижной и неподвижной водяной
подушками. Горные породы считают пригодными для сооруже-
ния хранилищ углеводородного сырья, если они не фильтруют
хранимый продукт, не содержат включений, влияющих на конди-
цию хранимого продукта, устойчивы против горного давления.
В зависимости от объема хранилища, количества одновремен-
245
но хранимых видов продуктов, горно-геологических и горнотех-
нических факторов подземные хранилища углеводородного сы-
рья сооружают камерного типа с замкнутой системой выработок-
емкостей, камерного типа с обособленными выработками-емко-
стями, ячеистого типа.
Подземная часть хранилищ углеводородного сырья шахтного
типа состоит из системы юрных выработок: вскрывающих выра-
боток вспомогательного назначения и непосредственно вырабо-
ток-емкостей. Вертикальные выработки в период строительства
хранилища используют для спуска и подъема людей, грузов, из-
влечения породы, вентиляции, прокладки водоотводящих труб,
кабелей и т. д.
Основными задачами при сооружении шахтных хранилищ
являются герметизация резервуара и его теплоизоляция. Для гер-
метизации подают инертный газ под давлением до тех пор, пока
не прекратится поступление воды в резервуар. Затем распылени-
ем продукта создают отрицательную температуру, при которой
образуется ледяная оболочка. Для герметизации шахтных храни-
лищ используют кремнийорганические соединения типа силикон,
эмульсии из водорастворимых полимеров в сочетании со смоли-
стыми цементами. Песчаники герметизируют покрытиями из ла-
текса, неопрена с силиконовой смолой и другими добавками.
Наносят также специальные полимерные пленки или используют
алюминиевые листы. Изоляцию напыляют или в виде панелей на-
клеивают на внутреннюю поверхность резервуара.
В основу технологических схем эксплуатации подземных хра-
нилищ шахтного типа положено использование насосных или са-
мотечных способов заполнения и насосных или безнасосных спо-
собов опорожнения подземных емкостей. В технологических схе-
мах хранилищ, эксплуатирующихся с подпором подземными во-
дами, дополнительно предусматривают системы для отбора
подземных вод погружными насосами.
При отборе сжиженного газа путем выдавливания жидкой
фазы его пары, находящиеся в наземном резервуаре, закачивают
в подземную емкость. По мере закачки паров жидкую фазу из под-
земной емкости выдавливают на поверхность в наземный резерву-
ар, откуда перекачивают к месту раздачи обычными насосами.
246
Преимущество этого метода заключается в том, что в подземной
емкости находятся только приемные и расходные трубы. Недо-
статком является нарушение стабильности температурного режи-
ма хранилища.
11.4.	ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА
СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
В ОТЛОЖЕНИЯХ КАМЕННОЙ СОЛИ
В соляных пластах достаточно большой мощности на глуби-
не, обеспечивающей гидростатическое давление, превышающее
давление хранимого продукта, через буровые скважины путем
размыва (выщелачивания) сооружают полости-резервуары.
Такие резервуары занимают обычно большой объем: от 1 тыс. м3
до 1,5 млн. м3. Каменная соль имеет предел прочности 25-30 МПа
и не влияет на качество сжиженных углеводородных газов. При
увеличении давления каменная соль резко повышает свои пласти-
ческие свойства, особенно при смачивании. Капиллярные трещи-
ны в кристаллах закрываются, и это приводит к значительному
повышению предела прочности на растяжение. Выбор методов
и схем создания подземных емкостей зависит от мощности пла-
ста, структурных особенностей, условий залегания, физико-хими-
ческих характеристик соляного тела, содержания и характера рас-
пределения в нем нерастворимых включений. Залежи каменной
соли могут иметь строение: пластовое, пластово-линзообразное,
купольное и штоковое. Характер литологического состава соле-
носной толщи и содержание в ней нерастворимых примесей явля-
ются определяющими факторами выбора способа сооружения ка-
мер подземных хранилищ.
Размыв соли осуществляют по двум схемам: закачкой пре-
сной воды и выдавливанием на поверхность рассола (циркуляци-
онный метод); струями воды, разбрызгиваемыми при атмосфер-
ном или повышенном давлении в емкости специальным оросите-
лем (струйный метод или орошение), при этом рассол откачивают
из размываемой камеры погружным насосом, а также выдавлива-
ют сжатым воздухом или газом.
247
Циркуляционный метод сооружения емкостей состоит в подаче
по одной рабочей колонне на забой скважины воды, которая, размы-
вая соляной пласт, создает подземную камеру и насыщается солью.
Насыщенный соляной раствор по другой колонне труб выво-
дят на поверхность. Создание подземной камеры заданной конфи-
гурации возможно только путем управляемого выщелачивания.
Процессом выщелачивания управляют при помощи жидкого или
газообразного нерастворителя, предохраняющего подземную по-
лость от произвольного размыва. Принципиальная схема соору-
жения емкости показана на рис. 11.3.
Рис. 11.3. Принципиальная схема выщелачивания подземной полости
циркуляционным способом:
1 ~ труба для подачи воды; 2 — труба для отвода соляного раствора; 3 —
породы кровли; 4 — заделка цементным раствором; 5 - обсадная труба;
6 — наружная рабочая колонна; 7 — нерастворитель; 8 - внутренняя
рабочая колонна; 9 — границы последовательного развития подземной
камеры; а — грунт кровли; б соляной пласт; в — пресная вода; г—рассол;
д -- нерастворимые отложения
248
В качестве жидкого нерастворителя обычно используют неф-
тепродукты или сжиженные углеводородные газы, а в качестве
газообразного — воздух или азот. Нерастворитель подают в меж-
трубное пространство обсадной трубы и внешней рабочей колонны.
Многие месторождения каменной соли имеют пласты мощно-
стью 5-20 м. При сооружении подземных емкостей в таких пла-
стах проходят наклонно-горизонтальные скважины и образуют
протяженные выработки-емкости галерейного типа, расположен-
ные вдоль простирания пласта. Несмотря на то что стоимость
проходки наклонных и горизонтальных скважин выше, чем верти-
кальных, возможность создания крупных хранилищ делает этот
способ экономичным.
Схема размыва емкости галерейного типа изображена на
рис. 11.4.
Горизонтальное бурение скважины осуществляют для размы-
ва больших, вытянутых по горизонтали емкостей. Для обеспече-
ния прочности и устойчивости подземной емкости в кровле и по-
чве оставляют защитные целики соли толщиной 2-3 м. Чтобы
обеспечить сохранность целика соли ниже камеры, горизонталь-
ную часть камеры бурят выше подошвы пласта. Верхний защит-
Рис. 11.4. Схема емкости галерейного типа:
а — через одну скважину; б— через две скважины; 1 — пласт соли; 2 — вме-
щающие породы; 3 — обсадные трубы для отбора рассола; 4 — водопода-
ющая колонна; 5 - камера, образованная размывом (первая захватка)
249
ный целик можно создать при размыве. Для размыва подземных
емкостей галерейного типа используют двухколонные системы
без применения нерастворителя.
Струйный метод размыва подземных емкостей, основанный
на использовании гидродинамических свойств водяных струй при
растворении соли, значительно интенсифицирует процесс и по-
вышает надежность управления формообразованием емкости.
Размыв осуществляют методом орошения стенок камеры струями
воды (рис. 11.5). Воду подают через серию насадок, расположен-
ных на внешней рабочей колонне в скважине в пределах интерва-
ла глубины заложения емкости. Колонне придают медленное вра-
щательное движение, благодаря которому каждая струя воды рав-
номерно растворяет соль по всей окружности камеры. Количество
рассола примерно соответствует объему подаваемой на размыв
воды. На поверхность земли рассол можно подавать гидроэлева-
тором, эрлифтом, погружным электронасосом или вытеснять сжа-
тым воздухом.
Рис. 11.5. Схема струйного метода размыва подземных емкостей
с отбором рассола сжатым воздухом:
1,2,3,4 — отверстия диаметром 5 10 мм
250
Применение механических мешалок и перемешивающих уст-
ройств, приводимых в движение энергией поступающей в камеру
воды, оказалось нецелесообразным из-за больших объемов камер.
Положительные результаты получены при использовании высо-
ковольтных искровых разрядов, при этом достигалось увеличение
концентраций в 1,3-2,7 раза. При исследовании явления было
установлено, что основной причиной интенсификации процесса
растворения являются акустические колебания, возбуждаемые
в жидкости электрическими разрядами. Поэтому были использо-
ваны более простые источники акустического излучения —
ультразвуковые и гидродинамические излучатели.
Положительный эффект получен при использовании пульса-
ционного или колебательного движения жидкости, что достигает-
ся термодинамическим частичным или полным перекрытием по-
тока воды. Для этого используют многоступенчатую гидравличе-
скую турбину осевого типа, приводимую во вращение водой, по-
ступающей в скважину под давлением. Чередование совмещения
и несовмещения отверстий ротора и статора приводит к возник-
новению пульсации давления жидкости. При использовании ча-
стоты пульсации 10-60 Гц для подземной емкости объемом 10000 м3
время размыва может быть сокращено с 554 до 294 сут.
Существуют различные методы определения формы и объема
подземных емкостей, из которых наиболее надежным следует счи-
тать метод ультразвуковой локации.
11.5.	ИЗОТЕРМИЧЕСКОЕ ХРАНЕНИЕ
СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
В СТАЛЬНЫХ И ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРАХ
Хранение СУГ в низкотемпературных изотермических
(стальных, железобетонных, ледопородных) емкостях получило
широкое применение. Это объясняется высокой эффективностью
таких резервуаров. Отметим, что хранить сжиженный метан или
природный газ можно только в низкотемпературных хранилищах
(рис. 11.6). Изотермическое хранение сжиженных углеводород-
ных газов при давлении, незначительно отличающемся от давле-
251
Рис. 11.6. Изотермические резервуары:
а — с холодильной установкой; б с буферными емкостями; в - с проме-
жуточным хладоагентом; г - ледопородный; 1 — сливной трубопровод;
2 — дроссельное устройство; 3 — резервуар; 4 — трубопровод паровой
фазы; 5 -- компрессорная холодильная установка; 6 — буферная емкость,
7 — емкость для промежуточного хладоагента; 8 - теплообменник; 9 —
льдогрунтовая оболочка, 10 - морозильные колонки; 11 - водонепрони-
цаемый слой подстилающих пород
ния внешней среды, имеет преимущества вследствие меньших
затрат металла, меньшей территории, занимаемой хранилищем,
и большей безопасности хранения. Постоянное низкое давление
сохраняется путем откачки паров сжиженных углеводородных га-
зов для использования в газораспределительной сети или повтор-
ного сжижения паров. Температура хранения жидкого пропана
при изменении давления от 2000 до 15000 Па по сравнению
с атмосферным колеблется в пределах 2 °C, «-бутана — в пределах
4 °C, изобутана — в пределах 12 °C.
Толщину стенки хранилища определяют из условия искусст-
венного охлаждения сжиженного газа, подлежащего хранению, до
252
температуры, при которой давление его насыщенных паров будет
близко к атмосферному давлению. В таких условиях достаточно,
чтобы стенки внутреннего сосуда хранилища выдерживали как
гидростатическое давление продукта, так и незначительное до-
полнительное давление. При таком суммарном давлении разре-
шается применение тонкостенного хранилища.
Для хранения сжиженных газов применяют различные емко-
сти, рассчитанные на гидростатическое давление продукта в них
при полностью заполненном резервуаре плюс избыточное давле-
ние паров продукта, необходимое для осуществления нормальной
работы компрессорно-холодильного оборудования. Максималь-
ное рабочее давление в таком резервуаре составляет 0,005-
0,01 МПа. Небольшое избыточное давление в резервуаре (до
5000 Па) необходимо для того, чтобы при любых возможных
барометрических колебаниях давление в резервуаре не могло
стать ниже атмосферного.
Большое преимущество хранения газа в изотермических ре-
зервуарах — их независимость от местных геологических условий.
В то же время при сооружении подземных хранилищ природного
газа, используемых с указанной целью, в настоящее время прихо-
дится изыскивать специальные геологические структуры (выра-
ботанные и водоносные пласты и пр.). Поэтому хранилища СУГ
могут быть созданы практически в любом месте, где это представ-
ляется технологически необходимым и экономически выгодным.
Металлические теплоизолированные резервуары
Большое распространение при сооружении хранилищ СУГ
получили металлические резервуары. Это объясняется хорошей
изученностью работы листовых конструкций в области криоген-
ных температур и их надежностью, наличием стали и алюминие-
вых сплавов, отвечающих требованиям работы при температуре
111 К, возможностью контроля сварных соединений и испытания
конструкций в целом, а также наличием эффективных теплоизо-
ляционных материалов и отработанных методик по определению
скорости испарения продукта. К преимуществам металлических
резервуаров следует отнести возможность их строительства, неза-
висимо от мест расположения, а также то, что благодаря надежной
253
герметичности резервуара можно гарантировать отсутствие уте-
чек и образование взрывоопасных смесей. Построенные наземные
металлические резервуары имеют объем от 160 до 5500 м3. Уве-
личение объема резервуаров приводит, как правило, к более эконо-
мичным решениям. Однако из соображений безопасности устанав-
ливают пределы ограничения объема и высоты резервуара. Разрабо-
таны проекты металлических резервуаров объемом до 125000 м3.
Наземные низкотемпературные резервуары начали использо-
вать раньше резервуаров других типов, этим и объясняется их ши-
рокое распространение (более 80 %). Чаще они цилиндрической
формы, так как сферические более сложны в изготовлении.
Изотермический резервуар должен удовлетворять следующим
требованиям:
—	материал для его изготовления должен обладать хорошими
механическими свойствами при низкой температуре;
—	конструкция его должна быть удобной для монтажа, проч-
ной и надежной в эксплуатации;
—	потери сжиженного газа при испарении вследствие тепло-
притока должны быть небольшими, что способствует длительно-
му и безопасному хранению;
—	стоимость изготовления должна быть невысокой.
Потери сжиженного газа могут быть оценены с помощью ко-
эффициента потерь, который показывает долю испарившегося
газа из полностью заполненного сжиженным газом резервуара
в течение 24 ч. Коэффициент потерь на испарение не должен
превышать 0,05 %.
Наземный низкотемпературный резервуар состоит из пере-
крытия, стен, фундамента, герметизирующей оболочки и тепло-
изоляции (рис. 11.7). Наземный резервуар обычно состоит из
двух самостоятельных оболочек: внутренней (несущей и гермети-
зирующей) и наружной, играющей роль защитного кожуха. Внут-
реннюю оболочку изготавливают из алюминиево-магниевого
сплава или легированной стали.
Так как стоимость ее велика, то иногда в качестве несущей
конструкции применяют стенку из предварительно напряженного
бетона, а тонкая металлическая оболочка лишь герметизирует
пространство. В качестве несущих можно применять также раз-
254
5
6
Рис. 11.7. Стальной изотермический резервуар объемом 5800 м3:
1 — анкерное устройство; 2 - оболочка резервуара; 3 - тепловая изоля-
ция; 4 — кровля; 5 - дыхательный клапан; 6 — предохранительный кла-
пан; 7 - подающий трубопровод; 8 — лестница; 9 - трубопровод отбора
жидкого газа; 10 — днище резервуара; 11  - блоки из пеностекла; 12 - - си-
стема обогрева
личные мембранные конструкции из элементов в форме дуг ок-
ружностей и эллипсов, опирающихся на ребра жесткости, а также
вертикальные трубы, сваренные между собой с помощью вставок
из листового или профильного металла. Для мембран используют
и другие материалы, например эластичные пластмассы, наружную
оболочку выполняют из обычной стали.
Основание наземного резервуара бывает двух типов: опираю-
щееся непосредственно на грунт или же на плиту, уложенную на
забитых в грунт сваях. При укладке на грунт необходима тепло-
изоляция, так как при промерзании грунта может возникнуть его
пучение и деформация резервуара. Теплоизоляцией служат до-
вольно дорогие твердые пористые силикатные материалы типа
пеностекла, бетоны с легкими наполнителями, различные крупно-
255
зернистые материалы (гравий, керамзит), пространство между ко-
торыми заполняют минеральной шерстью или перлитом. Второй
метод позволяет уменьшить промерзание грунта, так как воздух
является довольно хорошим теплоизолятором. Однако в этом
случае необходима надежная изоляция дна для снижения тепло-
потерь. Между железобетонной плитой основания и стальным
дном укладывают бетонные блоки с вертикальными трубчатыми
отверстиями. В них и в пространство между блоками помещают
рыхлую теплоизоляцию, например вспученный перлит. Блоки
служат несущими конструкциями. Иногда используют блоки из
перлитобетона, которые являются и изолирующими. В качестве
несущих применяют также различные деревянные конструкции,
одновременно служащие хорошими теплоизоляторами.
Перекрытие резервуара представляет собой двухсменный ку-
пол с помещенной между оболочками теплоизоляцией. Для сни-
жения теплопотерь в пространство между оболочками пропуска-
ют сухой азот, который также осушает теплоизоляцию. Перекры-
тие обычно не имеет опор, но в некоторых конструкциях преду-
сматривают центральную опору, которую при монтаже резер-
вуара можно использовать для установки мостового крана. Еще
одним интересным решением является перекрытие понтонного
типа, плавающее на поверхности сжиженного газа. Паровая фаза
по специальным каналам поступает в углубление, откуда ее пода-
ют в холодильные установки. Понтон изготавливают из металла
или пластмассы.
При проектировании и сооружении низкотемпературных ре-
зервуаров возникает ряд задач: выбор материала для резервуара,
теплоизоляция резервуара, сооружение фундамента под резерву-
ар, безопасная эксплуатация хранилища жидкого газа. Для соору-
жения самого резервуара требуются материалы (металлы), обес-
печивающие необходимые механические свойства в условиях
низкой температуры. Для изготовления емкости, работающей при
минимальной температуре 173 К, применяют углеродистую сталь,
содержащую 3,5 % никеля, с пределом текучести не менее
840 МПа; при 73 К — углеродистую сталь, содержащую 9 % нике-
ля, с пределом текучести температур от 153 до 173 К, необходи-
мой вязкостью обладают стали с содержанием 5-6 % никеля.
256
Для сооружения внутренней оболочки изотермических резер-
вуаров широко используют алюминиевые сплавы. Они обладают
достаточной прочностью, высокой теплопроводностью (в 5 раз
больше теплопроводности других металлов), незначительной
плотностью и высокой коррозионной устойчивостью, а также лег-
ко поддаются механической обработке и сварке. Внешнюю защит-
ную оболочку газгольдера выполняют из углеродной стали; она
должна быть герметична и защищать теплоизоляцию от увлажне-
ния. Для этого листы оболочки, толщина которых 6-8 мм, следует
сваривать с двух сторон, поэтому расстояния между наружной
и внутренней оболочками газгольдера принимают не менее
750 мм. Очень важно правильно выбрать и теплоизоляцию резер-
вуара. Основное требование, предъявляемое к теплоизоляции,
низкая теплопроводность. В настоящее время резервуары с двой-
ной стенкой обычно теплоизолируют перлитом, засыпанным
в пространство между стенками. Одностенные резервуары изоли-
руют блоками пеностекла или непосредственным напылением
пенополиуретана.
При сооружении стальных низкотемпературных резервуаров
большое значение имеет их правильная опора на грунт. Глубина
промерзания грунтов под резервуарами зависит от температуры
хранимого сжиженного газа и грунта, диаметра резервуара, коэф-
фициентов теплопередачи изоляции и теплопроводности грунта.
Крупнозернистые грунты (гравий, песок) не чувствительны
к промерзанию. При замерзании они увеличивают свой объем
приблизительно на 9 %. При отсутствии систем капилляров такие
грунты не способны подсасывать дополнительную влагу ид сосед-
них пластов, и, даже несмотря на образование ледяных линз, вспу-
чивания, как правило, не наблюдается. Связанные грунты (суг-
линки, илы, глины, а также гравий и песок в плотной смеси с суг-
линками) чувствительны к действию холода. Из-за разветвленной
капиллярной системы влага подтягивается к ядру замерзания из
соседних пластов, что ведет к вспучиванию грунта, при котором
возможен подъем и потеря устойчивости даже очень тяжелых со-
оружений. Прежде чем рассчитывать основание, определяют,
необходимо ли предотвратить проникновение холода в грунт,
находящийся под основанием. Иногда предусматривают систему
257
обогрева под днищем резервуара или специальную конструкцию
фундамента с вентиляционными каналами. В резервуаре без изо-
ляции днища глубина промерзания
H„p = K/t8	г .
Р S[2(7-rp-rw)j
где R — радиус резервуара;
7^ — температура грунта (для умеренного климата принимает-
ся 283 К);
Тхр — температура хранящегося сжиженного газа.
Так, например, для резервуара диаметром 20 м глубина про-
мерзания при хранении сжиженного природного газа достигает
110 м.
Теплоизоляция днища резервуара предотвращает непосред-
ственное проникание холода в грунт. В этом случае глубина про-
мерзания значительно меньше
л 7 .
Hn„ = R/tg	,
р 21Т -Т )
гр 1 из /
где Ткз — температура на уровне изоляции.
Изотермические резервуары для сжиженных газов необходи-
мо оснащать средствами контроля и автоматизации, с помощью
которых обеспечивается измерение необходимых параметров
(расхода и поступления продукта, давления, температуры и уров-
ня); сигнализация о давлении и уровне, а также поддержание
заданного эксплуатационного режима, защита резервуара от пере-
полнения, повышения уровня, вакуума и измерение напряжений
в корпусе хранилища. На трубопроводах для входа и выхода про-
дукта из резервуара следует устанавливать соответствующие
счетчики-расходомеры. Резервуар необходимо снабжать уровне-
мером, позволяющим в любой момент времени определить уро-
вень жидкости в сосуде. Данные о давлении паров передаются на
щит операторной, где постоянно регистрируются записывающим
прибором. Температура внутри резервуара должна измеряться
258
Г" V 5
Рис. 11.8. Схема поддержания низкотемпературного режима сжижен-
ного газа в резервуаре
Рис. 11.9. Технологическая схема перевалочной базы СУГ с изотерми-
ческим хранилищем с буферными емкостями:
1 - слив СУГ из железнодорожных цистерн; 2 - буферные емкости; 3 —
блок осушки; 4 — изотермический резервуар; 5 — компрессорно-холо-
дильная установка; 6 — слив и подогрев СУГ; 7— залив СУГ в танкер; 8~
заправка баллонов, 9 — налив автоцистерн
постоянно с выводом показаний на щит операторной Изотерми-
ческий резервуар снабжают следующими технологическими тру-
бопроводами- для поступления жидкости, удаления жидкости,
удаления паров хранимого продукта, поступления продувочного
259
азота или другого инертного газа в межстенное пространство
либо во внутренний сосуд резервуара, поступления паров храни-
мого продукта для гашения вакуума. Все вводы в резервуар и вы-
воды из него следует снабжать компрессорами температурных
напряжений, рассчитанными на работу в условиях максимально
возможной разности температур хранимого продукта и окружаю-
щей среды.
Схема изотермического хранилища с использованием в каче-
стве холодильного агента самого сжиженного углеводородного
газа изображена на рис. 11.8. Испаряющийся из теплоизолирован-
ного резервуара 1 пар через теплообменник 7 поступает в комп-
рессор 4, где сжимается до 0,5— 1,2 МПа (в зависимости от термо-
динамических свойств хранимого газа), затем в холодильнике-
конденсаторе 5 охлаждается водой 6 и конденсируется при неиз-
менном давлении. Сконденсированный сжиженный углеводород-
ный газ 2 дополнительно переохлаждается встречным потоком
газа в теплообменнике 7, дросселируется в вентиле 3 ДО давления,
соответствующего режиму хранения и поступает снова в резервуар 1.
11.6. ПОДЗЕМНЫЕ ЛЕДОПОРОДНЫЕ ХРАНИЛИЩА
СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
Хранение сжиженного газа возможно и в замороженном грун-
те при давлении до 2,5 кПа. Проектирование ледопородного
резервуара производят на основе данных инженерно-геологиче-
ских и гидрогеологических изысканий. Сооружение допускается
в рыхлых водонасыщенных (коэффициент водонасыщения боль-
ше 0,8), однородных по литологии и выдержанных по мощности
грунтах, подстилаемых водоупором, при условии, что скорость
движения грунтовых вод не превышает 2,5 м/сут, а также в слабо-
обводненных (коэффициент водонасыщенности меньше 0,8)
грунтах без прочных структурных связей при условии их искусст-
венного обводнения.
Подземный ледопородный резервуар представляет собой ем-
кость, стенки и днище которой выполнены из замороженных гор-
ных пород, а перекрытие — из традиционных строительных мате-
риалов: стали, алюминиевых сплавов или бетона (рис. 11.10).
260
Рис. 11.10. Общий вид низкотемпературного ледопородного резервуара:
1 — емкость; 2 — перекрытие; 3 — узел примыкания перекрытия к ледопо-
родной оболочке; 4 — скважины; 5~ замораживающие колонки; 6—ледо-
породная оболочка
Ледопородный резервуар сооружают в следующей последо-
вательности. Вокруг будущего резервуара по окружности бурят
скважины 4 на 3-5 м ниже глубины залегания водоупора. Затем
монтируют узел примыкания 3 перекрытия к ледопородной оболоч-
ке, который обычно представляет собой железобетонное кольцо.
В пробуренные скважины опускают замораживающие колон-
ки 5, по которым пропускают теплоноситель, что приводит к за-
мораживанию горных пород вокруг колонок и созданию ледопо-
родной оболочки 6, сопряженной с водоупором. Под защитой
ледопородного ограждения и водоупора, противостоящих гидро-
статическому и горному давлениям, вынимают талый грунт и об-
разуют емкость 1. Вместе с выемкой грунта на площадке рядом
с сооружаемым резервуаром производят сборку перекрытия из
предварительно заготовленных элементов. Затем перекрытие пе-
ремещают целиком или по частям на опорное железобетонное
кольцо. В отдельных случаях опорой перекрытия могут служить
замораживающие колонки.
261
Для герметичного соединения перекрытия с опорой его при-
варивают по периметру к закладной кольцевой обечайке, вмонти-
рованной в опорное кольцо. Перекрытие теплоизолируют, уста-
навливают погружные насосы, трубопроводы, арматуру, конт-
рольно-измерительные приборы. В резервуар заливают сжижен-
ный газ при давлении 200-500 мм вод. ст. и при соответствующей
отрицательной температуре. Методы сооружения ледопородных
резервуаров определяются их объемом, конструкцией и геологи-
ческим разрезом площадки, на которой их будут строить.
Сооружение подземных ледопородных резервуаров возможно
в любых грунтах. Однако наиболее приемлемыми являются пес-
чано-гравийные грунты с влагонасыщенностью 60-90 % при на-
личии в них не более 20 % мелкодисперсных глинистых частиц.
Одним из основных требований, предъявляемых к ледопород-
ным резервуарам, является создание трещиностойкой, непрони-
цаемой для газа ледопородной оболочки. Подземные низкотемпе-
ратурные резервуары сооружают, как правило, с применением
предварительного замораживания пород. Предварительное замора-
живание пород необходимо вести согласно "Техническим условиям
на производство работ по искусственному замораживанию грунтов
при строительстве метрополитенов и тоннелей" (ТУ-111-56).
Предварительное замораживание горных пород необходимо
для обеспечения:
—	водонепроницаемости и прочности ледопородной оболоч-
ки, способной воспринять на себя полное горное давление и тех-
нические нагрузки;
—	сохранности проектного направления и габаритов вырабо-
ток, а также прилегающих к выработке наземных и подземных
коммуникаций;
—	максимальной скорости строительства.
Так как ледопородная оболочка низкотемпературного резер-
вуара работает как несущая конструкция, которая должна быть
прочной и устойчивой, наиболее ответственным является выбор
толщины ледопородной оболочки. На основании принятой тол-
щины ледопородной оболочки осуществляют все теплотехниче-
ские и технологические расчеты замораживания, выбирают кон-
струкцию перекрытия.
262
Завышение толщины оболочки ведет к значительному увели-
чению стоимости и срока строительства подземного резервуара.
Толщина ледопородной оболочки зависит от многих факторов
и, в первую очередь, от внешнего давления, прочностных и дефор-
мационных характеристик замороженных пород, величины и вре-
мени обнажения ледопородного ограждения, температурного ре-
жима замороженных пород и выработки, ее размеров. Учесть вли-
яние всех этих факторов одной зависимостью не представляется
возможным, так как большинство из них является функцией мно-
гих переменных. Прочностные и деформационные свойства замо-
роженных пород зависят от гранулометрического состава, темпе-
ратуры замораживания, фазового состава воды, условий мигра-
ции влаги, режима замораживания, продолжительности действия
нагрузки.
263
ГЛАВА 12
КУСТОВЫЕ БАЗЫ
И ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ
12.1.	УСТРОЙСТВО КУСТОВОЙ БАЗЫ
(ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНОЙ СТАНЦИИ)
СЖИЖЕННОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО ГАЗА
12.1.1.	Назначение и организационная структура кустовой базы
(газонаполнительной станции)
Кустовые базы (КБ) и газонаполнительные станции (ГНС)
сжиженного углеводородного газа — это стационарные хранили-
ща для приема от поставщиков, хранения и налива (в баллоны,
емкости и автомобильные цистерны) сжиженного углеводородно-
го газа. Кустовые базы обеспечивают сжиженным углеводород-
ным газом определенный экономический район (область, край,
республику). Помимо этого они осуществляют транзитную пере-
дачу сжиженных углеводородных газов небольшим ГНС, не име-
ющим собственных подъездных железнодорожных путей, круп-
ным промышленным и сельским потребителям и т. п. Газонапол-
нительные станции — объекты городского газового хозяйства для
обеспечения газом отдельного населенного пункта или несколь-
ких таких пунктов, расположенных близко друг от друга.
Кустовая база сжиженных газов имеет следующую организа-
ционную структуру.
Цех слива-налива сжиженных углеводородных газов. Его
назначение — прием от поставщиков железнодорожных цистерн
со сжиженными углеводородными газами, слив газа из них в ре-
зервуары парка хранения, подача сжиженных углеводородных
газов из резервуаров парка хранения в наполнительный цех.
264
В состав цеха входят сливо-наливная железнодорожная эстакада
и подъездные железнодорожные пути, насосно-компрессорное
отделение и парк хранения сжиженных углеводородных газов.
Наполнительный цех. Здесь осуществляют налив сжиженно-
го углеводородного газа в баллоны и автоцистерны, отпуск их по-
требителям, ремонт баллонов и заправку газобаллонных автома-
шин. В состав цеха входят наполнительное отделение, отделение
слива тяжелых неиспарившихся остатков газа из баллонов и их
дегазации, отделение ремонта баллонов, погрузочно-разгрузоч-
ные площадки, колонки для наполнения автоцистерн и заправки
газобаллонных автомашин
Ремонтно-механический цех. В нем проводят профилакти-
ческие мероприятия и ремонт с целью обеспечения безопасности
и бесперебойной работы КБ, следят за исправностью ремонтных
машин, оборудования Рабочие цеха участвуют в ликвидации ава-
рий во всех цехах и службах КБ. В ведении цеха находятся ремон-
тно-механическая мастерская, машины, оборудование и механиз-
мы для выполнения ремонтных работ.
Служба энерговодоснабжения. Основные задачи этой служ-
бы — бесперебойное обеспечение электроэнергией, водой и теп-
лом (отопление) служб КБ и удаление с ее территории сточных
вод, содержание в технически исправном состоянии оборудова-
ния и коммуникаций. К службе энерговодоснабжения относят все
электрооборудование, сети и электроизмерительные приборы, ма-
стерскую по ремонту электрооборудования, котельную и теплосе-
ти, водонасосную и сети водопроводов, градирню, резервуары для
воды, установку по очистке и смягчению воды, установку по очис-
тке сточных вод и сети канализации. В отдельных случаях службу
энерговодоснабжения можно разделить на несколько служб.
Служба связи обеспечивает бесперебойную прямую связь КБ
со станцией железной дороги и городской телефонной станцией,
а также местную телефонную связь на территории КБ и с кварти-
рами ответственных работников кустовой базы. В ведении служ-
бы находятся сети и оборудование местной и внешней связи.
Транспортная служба. Основные задачи ее — обеспечение
бесперебойных перевозок сжиженных углеводородных газов по-
требителям и содержание в технически исправном состоянии
265
транспортных средств и оборудования гаража. В ведении службы
находятся гараж, автомашины, открытая стоянка и мойка для ав-
томашин.
Служба автоматики и КИП предназначена для обеспечения
технически исправного состояния и бесперебойной работы имею-
щихся на КБ устройств автоматики, сигнализации и КИП. В ее
ведении находятся мастерская для ремонта приборов и приборы
для контрольных поверок.
Химическая лаборатория. Основные задачи лаборатории —
выполнение химических анализов сжиженных углеводородных
газов, смазочных масел, воды, определение степени одоризации
газов, постоянный контроль за загазованностью помещений КБ,
а также резервуаров и колодцев (канализации и др.) при выполне-
нии ремонтных работ. В ведении лаборатории находятся приборы,
оборудование и реактивы для выполнения химических анализов.
Ремонтно-строительная служба осуществляет надзор за тех-
нически правильным содержанием производственных зданий
и сооружений КБ и их ремонт, поддерживает в надлежащем состо-
янии дороги на территории КБ, выполняет работы по благоуст-
ройству площадки КБ. В ведении службы находятся плотницко-
столярная мастерская, материалы и инструменты для выполне-
ния ремонтно-строительных работ и работ по благоустройству
площадки КБ.
Газоспасательная служба. Основные задачи добровольных
газоспасательных дружин (ДГСД) — наблюдение за выполнением
правил и инструкций по технике безопасности, противопожарных
правил и мероприятий, участие в ликвидации аварий и спасении
пострадавших. В ведении этой службы находятся индивидуальные
спасательные средства, применяемые при ликвидации аварий.
Станции и базы сжиженных углеводородных газов располага-
ют преимущественно вне черты города и других населенных пунк-
тов на специально отведенных спланированных площадках, жела-
тельно с подветренной стороны господствующих ветров, чтобы
возможные выделения газов не попадали в зону жилых, обще-
ственных и производственных зданий и сооружений. Площадки
для КБ и ГНС планируют с уклоном для отвода ливневых вод
в открытый коллектор, так как пары сжиженных углеводородных
266
газов, которые значительно тяжелее воздуха, скапливаются в зак-
рытых канализационных коллекторах.
Территорию КБ или ГНС ограждают железобетонным забо-
ром высотой 2 м. Производственную зону отделяют от вспомога-
тельной легкой оградой. Подъезды и подходы к зданиям и соору-
жениям асфальтируют, а остальные участки озеленяют.
Площадки для КБ и ГНС располагают на открытой местно-
сти, чтобы пары сжиженных углеводородных газов, выделяющие-
ся при утечках, быстро смешивались с воздухом, не образовывая
взрывоопасных смесей.
Учитывая, что сжиженный углеводородный газ тяжелее воз-
духа, резервуары для его хранения располагают на более низких,
чем ближайшие жилые и общественные здания и сооружения,
отметках. Резервуары для хранения сжиженного углеводородного
газа на КБ и ГНС размещают с учетом определенных разрывов от
зданий и сооружений.
В производственной зоне находятся:
—	железнодорожный двухпутный тупик со сливными устрой-
ствами (при получении сжиженного углеводородного газа по же-
лезной дороге), ввод трубопровода с отключающими устройства-
ми, расходомерами, фильтрами и прочим оборудованием (при по-
ступлении сжиженного газа по трубопроводу), причал со сливны-
ми устройствами (при доставке сжиженного газа морским или
речным путем);
—	база хранения сжиженных углеводородных газов, состоя-
щая из надземных или подземных емкостей;
—	насосно-компрессорное отделение и установки, необходи-
мые для перемещения сжиженных углеводородных газов;
—	блок производственных помещений;
—	колонки для наполнения автоцистерн и газобаллонных
автомашин.
На территории вспомогательной зоны размещают:
—	блок вспомогательных помещений;
—	гараж с открытой стоянкой автомашин;
—	резервуар для хранения воды на случай пожара, склад го-
рючих и смазочных материалов, сооружения для водоснабжения
и канализации.
267
12.1.2.	Принцип работы кустовой базы
(газонаполнительной станции)
Сжиженные углеводородные газы поступают на площадку КБ
в железнодорожных цистернах и через стояки сливной эстакады —
в резервуары парка хранения. Слив сжиженных углеводородных
газов осуществляют при помощи компрессоров, работающих как
тепловые машины, которые повышают температуру и упругость
насыщенных паров сжиженных газов в опорожняемых железно-
дорожных цистернах и снижают температуру и упругость насы-
щенных паров сжиженных углеводородных газов в резервуарах
парка хранения.
Из резервуаров парка хранения сжиженные углеводородные
газы насосами подают в наполнительный цех для заполнения бал-
лонов на автоматизированных карусельных агрегатах или весо-
вых установках, оборудованных отсекателями налива, или на спе-
циальные колонки для заполнения автоцистерн и заправки газо-
баллонных автомашин. Этими же насосами осуществляют пере-
качку сжиженного углеводородного газа из одного резервуара
в другой для компаундирования, а также перекачку газа по трубо-
проводу на другие предприятия.
В наполнительном цехе тяжелые неиспарившиеся остатки
сливают из баллонов по двум схемам:
—	баллоны устанавливают в специальные станки, заполняют
их парами сжиженных углеводородных газов, опрокидывают вниз
вентилями и подключают к сливной линии при одновременном
удалении паровой фазы из емкостей для тяжелых неиспаривших-
ся остатков;
—	баллоны устанавливают на сливную карусель и отсасывают
из них тяжелые неиспарившиеся остатки вакуум-насосом.
На КС и ГНС наибольшее распространение получили насос-
но-компрессорные схемы перемещения сжиженных углеводород-
ных газов.
Прием и хранение сжиженного углеводородного газа, напол-
нение им баллонов и автоцистерн предусматривают при наличии
хранилищ сжиженного газа, подъездного железнодорожного
тупика с эстакадой для слива из железнодорожных цистерн сжи-
268
женного газа в емкости хранилища, насосно-компрессорного от-
деления, цеха наполнения баллонов и автоцистерн сжиженного
газа. Высокая упругость паров сжиженных углеводородных газов
и различие температур в разных точках приемо-раздаточной сис-
темы создают условия для работы при непрерывно меняющемся
давлении. Все основные сооружения станции объединяют жидко-
стными коллекторами и трубопроводами паровой фазы, соединя-
ющими разгружаемые и заполняемые емкости, что обеспечивает
необходимый режим работы всей системы и отдельных ее элемен-
тов, разделение жидкой и паровой фаз сжиженного газа. Для на-
полнения емкостей хранилища коллектор жидкой фазы соединя-
ют трубопроводом с жидкостным коллектором эстакады слива
железнодорожных цистерн и двумя трубопроводами с напорным
коллектором насосов, а последний — с коллектором колонок для
налива автоцистерн и коллектором для наполнения баллонов.
Расходный коллектор жидкой фазы емкостей хранилища объеди-
няют двумя трубопроводами со всасывающим коллектором насо-
сов, который, в свою очередь, трубопроводом связывают с емкостью
для слива тяжелых остатков, сжиженного газа, не испарившихся из
баллонов потребителей. Все трубопроводы жидкой фазы, связанные
между собой, образуют единую жидкостную систему.
Коллектор паровой фазы емкостей хранилища двумя трубо-
проводами связан со всасывающим и напорным коллекторами
компрессоров, которые соединены с коллектором паровой фазы
эстакады слива железнодорожных цистерн. Всасывающий и на-
порный коллекторы компрессоров связаны также с коллекторами
паровой фазы колонок для наполнения автоцистерн. Такая обвяз-
ка трубопроводов создает не только единую транспортную систе-
му паровой фазы, но и позволяет использовать эти трубопроводы
в качестве всасывающих и напорных. С помощью компрессоров
паровую фазу можно забирать из любой емкости или секции хра-
нилища и подавать ее в другие емкости, железнодорожные и авто-
мобильные цистерны и наоборот.
Использование указанных коммуникаций трубопроводов
жидкой и паровой фаз с размещенными на них запорными органа-
ми позволяет проводить следующие операции: опорожнение же-
лезнодорожных цистерн, наполнение и опорожнение емкостей
269
хранилища, наполнение баллонов и автоцистерн, перекачку в специ-
альные емкости слитых из баллонов тяжелых неиспарившихся ос-
татков и перемещение сжиженного газа из одних емкостей в другие.
Слив сжиженного газа из железнодорожных цистерн в емко-
сти хранилища осуществляют перетоком за счет повышения дав-
ления паров в парофазном объеме железнодорожных цистерн при
одновременном снижении давления паров в емкостях. Авто-
цистерны и баллоны можно наполнять за счет создания в расход-
ных емкостях повышенного давления путем подачи в них компрес-
сором паров, отбираемых из других емкостей (прямой переток).
При подаче насосами многократная циркуляция в них жид-
кой фазы недопустима, так как это приводит к ее перегреву, обра-
зованию паровых пробок и нарушению работы насосов. В схеме
предусмотрен автоматический сброс избытков жидкой фазы че-
рез предохранительный перепускной клапан в напорные трубо-
проводы, а через них — в емкости хранилища.
Передачу сжиженного углеводородного газа из одних резер-
вуаров хранилища в другие можно проводить перекачкой жидкой
фазы насосами или с помощью компрессоров аналогично опорож-
нению железнодорожных цистерн.
Поскольку трубопроводы паровой фазы работают при пере-
менных температуре и давлении, то в них может образовываться
конденсат (жидкая фаза), который попадает в цилиндры компрес-
соров. Для предотвращения этого недопустимого явления в схеме
предусмотрена установка сборников конденсата на трубопрово-
дах паровой фазы.
Безопасность работы станции обеспечивают установкой на
оборудовании и трубопроводах запорной предохранительной ар-
матуры и контрольно-измерительных приборов. На всех участках
трубопроводов сжиженного газа, ограниченных запорными уст-
ройствами, устанавливают предохранительные клапаны. На тру-
бопроводах паровой фазы, идущих ко всасывающему и напорно-
му коллекторам компрессоров, ставят конденсатосборники, пре-
дотвращающие попадание жидкости в цилиндры компрессоров.
В качестве основной запорной арматуры применяют фланцевые
краны типа КСР, а в качестве предохранительной арматуры —
стальные предохранительные пружинные клапаны.
270
12.2.	Анализ методов перемещения
сжиженных углеводородных газов
На кустовых базах, газонаполнительных и газоприеморазда-
точных станциях (ГПРС) операции, связанные с приемом, хране-
нием, перемещением и раздачей сжиженных газов, являются ос-
новными технологическими операциями. Их можно осуществ-
лять путем использования гидростатического напора жидкости
между освобождаемым и приемным резервуарами, насосами, ком-
прессорами, нагревом верхнего слоя жидкости в освобождаемом
резервуаре и охлаждением жидкости в наполняемом резервуаре,
созданием избыточного давления газа в паровом пространстве
освобождаемого резервуара путем закачки в него инертного газа.
Наряду с этим в настоящее время используются комбинирован-
ные методы перемещения: насосно-компрессорный, насосно-
испарительный и перемещение насосами с помощью инжекторов.
Использование гидростатического напора. Слив сжиженных
углеводородных газов осуществляют за счет разности уровней
жидкости в опорожняемом и наполняемом резервуарах следую-
щим образом. Опорожняемый и наполняемый резервуары соеди-
няют по линиям паровой и жидкой фаз, давление в резервуарах
выравнивают, и сжиженный пропан-бутан переливается за счет
гидростатического напора столба жидкости.
Для обеспечения достаточной скорости слива при одинако-
вых давлениях в емкостях необходимо, чтобы за счет гидростатиче-
ского напора создавался перепад давления не менее 0,7-1 кгс/см2.
При сливе пропан-бутановых смесей эта величина будет состав-
лять 13-20 м. Если паровые пространства резервуаров не соедине-
ны уравнительной линией, то в наиболее худших условиях, когда
температура в транспортной цистерне будет на 10-15 °C ниже,
чем в стационарной емкости, необходимо, чтобы разность геомет-
рических уровней резервуаров компенсировала и эту предельно
возможную разность температур и соответствующий ей перепад
давления.
Преимущества перемещения газа за счет разностей уровней
следующие — исключительная простота конструктивного оформ-
ления, отсутствие механических агрегатов, надежность работы
271
всех устройств, готовность схемы к работе в любое время, вне за-
висимости от наличия посторонних источников энергии.
Недостатки: возможность использования этого метода только
в местностях с гористым рельефом, увеличенные размеры пло-
щадки, большие потери газа при отправлении его в виде остатков
паров в цистернах, продолжительный слив. Поэтому указанный
метод, несмотря на свою простоту, не может быть широко развит
на практике.
Использование сжатого газа. При наличии вблизи КБ, ГНС
или ГПРС источника инертного газа необходимого давления вы-
годным методом перемещения сжиженного газа из резервуара
в резервуар является закачка инертного газа в паровое простран-
ство освобождаемого резервуара. Причем инертный газ можно
подавать через регулятор давления или компрессором.
Если температура в сливаемой и наполняемой емкостях оди-
накова, то парциальное давление инертного газа в сливаемой
емкости должно только компенсировать гидравлические потери
в системе слива, составляющие 1,5-2,0 кгс/см2.
По окончании слива смесь паров и газа необходимо выпу-
стить в атмосферу или, если эта смесь горючая, — в городской
газопровод.
Для перемещения сжиженного газа по рассмотренному мето-
ду необходимо учитывать растворимость в нем инертного газа.
В качестве основных побудителей перемещения рекомендуются
газы: технический азот, двуокись углерода и природный газ. При
все более увеличивающейся плотности газопроводной сети наи-
более выгодным для этих целей мог бы быть природный газ, со-
стоящий на 98,5 % из метана. Следует отметить, что раствори-
мость метана в углеводородном газе незначительна. Наличие же
в природном газе значительного количества этана, хорошо раство-
ряющегося в пропане и бутане, особенно в зимнее время, может
привести к переходу этана в жидкость и к увеличению упругости
паров сжиженного газа в емкости (баллоне) выше допустимых
норм при последующем нагреве баллона до нормальной темпера-
туры. Поэтому при сливе содержание этана в природном газе не
допускается выше 3-5 %.
Использование природного газа на обычных насосно-комп-
272
рессорных ГПРС также выгодно, поскольку из-за высокой упру-
гости и отсутствия конденсации паров природного газа резко со-
кращается расход подаваемого газа на вытеснение сжиженного.
К недостаткам следует отнести большие потери сжиженных
газов при выходе их в атмосферу и необходимость снабжения
сжатым газом.
Выбор оптимальных режимов проводят с учетом производи-
тельности и технологических особенностей КБ, ГНС и ГПРС.
Принципиальная технологическая схема слива и налива сжижен-
ных газов заключается в том, что парциальное давление природ-
ного газа в опорожняемом сосуде поддерживается постоянным.
При этом природный газ из магистрального газопровода под дав-
лением >1,7 МПа через узел редуцирования поступает в паро-
вое пространство опорожняемой емкости (железнодорожной цис-
терны, автоцистерны) и создает там давление, необходимое для
вытеснения жидкости в резервуары базы хранения или непосред-
ственно в наполнительйое отделение Используемый в системе
дифференциальный регулятор давления автоматически поддер-
живает парциальное давление природного газа, превышающее уп-
ругость паров в опорожняемом сосуде на 0,2-0,5 МПа. Для уско-
рения процесса слива парциальное давление газа-вытеснителя
может быть увеличено. Как показали результаты исследований,
с увеличением парциального давления метана возрастает поток
его в пропан-бутан и заметно сокращается время сливо-наливных
операций. Однако повышение парциального давления сжатого
газа вызывает рост его концентрации в газонасыщенном слое
и при температуре 318 К способно вызывать увеличение давления
в сосуде до 2,5-2,8 МПа, что значительно превышает рабочее
(1,7 МПа). При малых значениях парциального давления метана
доля некондиционного продукта в сжиженных газах опорожняе-
мого резервуара уменьшается. При этом заметно снижается про-
изводительность КБ, ГНС и ГПРС по наполнению баллонов сжи-
женными газами.
Перемещение сжиженных углеводородных газов созданием
разности температур в опорожняемом и наполняемом сосудах
(нагревается сжиженный газ в освобождаемом резервуаре и ох-
лаждается в наполняемом резервуаре). Из-за трудности осуще-
273
ствления широкого применения этот метод не нашел, так как нуж-
но прогревать всю массу сжиженного газа.
Подогреватель выполняют в виде змеевика и обогревают
водой или паром.
Для создания разности температур можно охлаждать сжи-
женный газ в наполненном резервуаре. Для этого жидкий газ про-
пускают через специальный теплообменник, охлаждаемый холод-
ной водой или охлаждающим раствором. Охлаждать наполняе-
мый резервуар можно также интенсивным испарением газа с от-
водом паров в газовые сети или в атмосферу. Испускания паров
сжиженного газа в атмосферу следует избегать.
Для поддержания перепада давления 1,5-2 кг/см2 необходи-
мо создать перепад температуры для пропана 5-12 °C. Особенно
выгодно применять данную схему, когда доставку сжиженного
газа осуществляют по магистральному газопроводу и есть источ-
ник тепловых отходов (горячая вода, пар).
Перемещение сжиженных газов насосами. Перемещение
сжиженных газов с помощью насосов является довольно интерес-
ным с точки зрения надежности, удобства, простоты, малых энер-
гетических затрат и капитальных вложений, однако для этого
необходимы специальные самовсасывающие насосы или насосы,
которые всегда находились бы под действием гидростатического
напора столба жидкости. Кстати, железнодорожные цистерны
только с верхним сливом сжиженного газа затрудняют примене-
ние чисто насосной схемы слива.
Для надежной работы насосов необходимо разработать такую
технологическую схему, чтобы непосредственно у входного пат-
рубка насоса жидкость имела некоторый запас удельной энергии
(напора) сверх упругости паров. Только в этом случае будет обес-
печена бескавитационная работа насоса. В соответствии с этим
сеть должна обладать некоторым кавитационным запасом, пре-
восходящим допустимый кавитационный запас насоса Л/гдоп.
При перекачке насыщенной жидкости пропан-бутан давление
на свободную поверхность ее в резервуаре равно упругости паров,
поэтому бескавитационную работу насосов возможно обеспечить
лишь тогда, когда геодезическая высота всасывания или уровень
жидкости в резервуаре больше или равны потерям напора в пода-
274
ющем трубопроводе плюс допустимый кавитационный запас на-
соса и 0,5 м:
Л/г = Д/г,.,п +	+ 0,5
Перемещение сжиженных газов насосно-инжекторным спо-
собом. Схема перемещения сжиженного газа насосно-инжектор-
ным способом представлена на рис. 12.1.
Инжектор работает с помощью жидкости (до 40-60 %), пода-
ваемой насосом 4. В схему вюцочен напорный сосуд 2, который
служит для постоянного залива жидкостью всасывающего пат-
рубка насоса и сепарации паровой и жидкостной фаз после ин-
жектора. Данная схема имеет замкнутое кольцо циркуляции сжи-
женного газа по пути: резервуар-инжектор-напорный сосуд-на-
сос-наполнительная рампа (другой резервуар, куда перекачива-
ется жидкость)—резервуар. В этой схеме насос работает в области
относительно постоянного и поэтому устойчивого режима, незави-
симо от интенсивности отбора сжиженного газа на рампе.
Перемещение сжиженных газов компрессором. Компрессо-
ром отсасывают паровую (газовую) фазу из заполняемого резер-
вуара и нагнетают ее в паровое пространство опорожняемой емко-
Рис. 12.1. Насосно-инжекторная технологическая схема с расположе-
нием инжектора в подземном резервуаре (а) или вне его (б):
1 — резервуар; 2 - сепаратор-газоотделитель; 3 — вентиль для запуска;
4 — насос; 5 — инжектор; 6 — линия для сброса паров
275
сти. Таким образом создается перепад давления и сжиженный газ
перекачивается в емкость с меньшим давлением. Нагнетаемые
компрессором пары сжиженного газа с повышенной температу-
рой, соприкасаясь с поверхностью, подогревают верхний слой
жидкости и способствуют испарению и дополнительному повы-
шению давления в опорожняемой емкости. Отсасывание паров из
заполняемого резервуара усиливает испарение и охлаждение
жидкости, что тоже ускоряет процесс перемещения. Для эффек-
тивного ведения процесса слива необходимо поддерживать пере-
пад давления между резервуарами в пределах от 0,15 до 0,3 МПа.
Преимущества компрессорного способа перемещения сжи-
женных газов следующие:
—	конструктивная простота схемы;
—	полнота опорожнения емкостей;
—	возможность регулирования скорости слива изменением
перепада давления в емкостях;
—	высокая производительность (0,3-1,00 м3/мин).
Недостатками компрессорного способа перемещения сжи-
женных газов являются:
—	большой расход энергии;
—	наличие в эксплуатации сложного агрегата;
—	необходимость в трубопроводах паровой и жидкой фаз.
Перемещение сжиженных газов с помощью насосов и комп-
рессоров. На КБСГ, ГНС и ГНП главным образом применяют
насосно-компрессорные технологические схемы, при работе по
которым все сливо-наливные операции осуществляют с помощью
насосов и компрессоров. Слив сжиженного газа из железнодорож-
ных цистерн, заполнение автоцистерн, удаление остаточных
паров из опорожненных резервуаров производят компрессорами,
заполнение баллонов сжиженным газом — насосами и компрессо-
рами. Компрессоры создают в опорожняемом резервуаре давле-
ние, превышающее упругость паров сливаемой жидкости, что яв-
ляется необходимым условием нормальной работы насосов. Дос-
тоинствами насосно-компрессорной технологической схемы яв-
ляются высокая производительность, надежность, полное опо-
рожнение резервуара, широта технологического диапазона. К не-
достаткам следует отнести большие эксплуатационные расходы
276
по ремонту и содержанию технологического оборудования.
Перемещение сжиженных газов с помощью насосов и испа-
рителей. В районах Крайнего Севера, Сибири и Дальнего Восто-
ка, где преобладают низкие среднегодовые температуры, в зимний
период упругость паров пропан-бутана в резервуарах меньше
0,15 МПа, т. е. избыточное давление меньше 0,05 МПа. При этом
отбирать пары из резервуаров базы хранения компрессором
невозможно, так как снижается давление. Перемещение сжижен-
ных газов в этих случаях осуществляют с помощью испарителей.
При работе по рассматриваемой технологической схеме резервуа-
ры хранилища и испарители соединяют трубопроводами по жид-
кой и паровой фазам. Повышения давления в паровом простран-
стве опорожняемого резервуара достигают с помощью испарите-
лей объемного или проточного типа. При этом пары сжиженных
газов перегреваются за счет теплоты, принесенной извне.
Механизм операций слива с помощью объемных испарителей
следующий. Смесью пропан-бутан наполняют один из испарите-
лей, линию жидкой фазы от резервуаров отключают, подают теп-
лоноситель. Сжиженный газ в теплообменнике (объемном испа-
рителе) подогревается, упругость паров повышается, затем пары
с высокой упругостью поступают в опорожняемый резервуар,
в котором создается повышенное давление, за счет чего и произво-
дится слив пропан-бутана.
В насосно-испарительной технологической схеме повышение
давления в паровом пространстве опорожняемого резервуара дос-
тигается с помощью испарителей объемного типа.
Они создают подпор, обеспечивающий нормальную работу
насоса. Схема с использованием объемных испарителей применя-
ется на КБ и ГНС большой производительности. На ГНС малой
производительности и на ГРПС слив сжиженного газа произво-
дят с помощью проточных испарителей (рис. 12.2).
Опорожняемый резервуар по жидкой и паровой фазам соеди-
няют с испарителем трубопроводами. Теплоноситель подводят
к испарителю, где происходит испарение сжиженного газа и пере-
грев паров. Перегретые пары из испарителя поступают в опорож-
няемый резервуар. Подачу теплоносителя регулируют в зависи-
мости от давления в опорожняемом резервуаре. Повышение дав-
277
Рис. 12.2. Насосно-испарительная технологическая схема:
1,3 — резервуары; 2 — проточный испаритель; 4 — фильтр; 5 — насос; 6 —
наполнительная рампа; 7 — баллоны; Ж — трубопровод жидкой фазы;
П — то же, паровой
ления в резервуаре способствует нормальной работе насоса при
сливе сжиженного газа и наполнении им баллонов.
12.3. ЗАПРАВКА АВТОМОБИЛЕЙ
СЖИЖЕННЫМИ УГЛЕВОДОРОДНЫМИ ГАЗАМИ
Автогазозаправочные станции (АГЗС) служат для заправки
газобаллонных автомобилей сжиженным газовым топливом
(табл. 12.1).
АГЗС (рис. 12.3) включает в себя хранилище сжиженного газа
из четырех резервуаров, насосно-компрессорное отделение, ко-
лонки для перекачки газа из автоцистерн в резервуары станции,
колонки для заправки газом газобаллонных автомобилей, систему
автоматической сигнализации опасности, сантехнические, элект-
рические и другие системы.
278
279
Рис. 12.3. Принципиальная технологическая схема АГЗС-БКИ-600:
1 -- резервуар; 2 — насосы; 3 — испарители; 4 — колонки для наполнения СУГ автомобильных баллонов;
5 — колонки для слива СУГ из баллонов; 6 — колонки для слива СУГ из автоцистерн
Таблица 12.1
Техническая характеристика АГЗС
Показатель	Проект	
	503-136	3895
Номинальная производительность, заправок/сут	600	750
Средняя заправочная доза, л	200	200
Площадь земельного участка, м2	5500	6400
Число резервуаров для газа вместимостью, м3		
25	4	4
5	1	1
Число колонок:		
слива газа из автоцистерн	2	2
для заправки автомобилей	4	4
Число компрессоров	2	2
Максимальное давление в трубопроводе, МПа	1,6	1,6
При размещении оборудования АГЗС следует обеспечить
следующие требования
Максимальный объем группы резервуаров со сжиженным
газом АГЗС, расположенной на ее территории, не должен превы-
шать 100 м3, а объем одного резервуара — 25 м3 (СНиП П-37-76).
На АГЗС применяют компрессоры АВ-22, АУ-45 и насосы
С5/140, 1,5ХГ-3-2,8.
Минимальное расстояние от резервуаров с газами составляет:
до здания насосно-компрессорного отделения и установок испа-
рения и смешивания газов — 10 м, до колонок для заправки и пе-
рекачивания газов — 20 м.
280
ГЛАВА 13
РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ
ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
13.1. РЕГАЗИФИКАЦИЯ
СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
Сжиженные углеводородные газы для подачи в газораспре-
делительные сети или непосредственно в газовые приборы под-
вергаются регазификации. Под регазификацией понимают обрат-
ный процесс перехода углеводородов из жидкого состояния в га-
зообразное путем испарения или кипения жидкой фазы и даль-
нейший перегрев полученных насыщенных паров. Для
непрерывного протекания процесса регазификации необходим
непрерывный приток теплоты к жидкой и паровой фазам. Отбор
паров осуществляют через регулятор давления. Минимальное
давление в испарителе обусловливается потерей давления в регу-
ляторе и распределительном газопроводе с учетом номинального
давления газовых приборов. Так, для пропана минимальное дав-
ление в испарителе при давлении за регулятором 2500-3000 Па
может быть в пределах 0,2-1 МПа, что соответствует температуре
жидкой фазы для пропана от 248 до 303 К. При этой температуре
теплоносителем может быть любая жидкость или газ, имеющие
более высокую температуру.
Различают естественную и искусственную регазификацию
сжиженных углеводородных газов. Естественное испарение сжи-
женных углеводородных газов происходит обычно в тех же резер-
вуарах и баллонах, где хранится газ. В качестве теплоносителя мо-
гут быть использованы воздушная окружающая среда или грунт.
Минимальная испаряющая способность резервуаров, располо-
женных на открытом воздухе, наблюдается в ночные часы или
в наиболее холодные сутки года, минимальная испаряющая спо-
281
10-187
собность заглубленных резервуаров — в весенние месяцы. Мини-
мальное количество испаряемого газа оценивают на основе мно-
голетних замеров температуры воздуха или грунта. При есте-
ственном испарении вначале испаряются легкие, затем тяжелые
компоненты смеси сжиженных углеводородов. Потребитель по-
лучает газ переменного состава и теплоты сгорания, а в резервуаре
могут накапливаться тяжелые неиспаряющиеся остатки. В север-
ных районах установки с естественным испарением монтируют
в отапливаемых помещениях с одинаковой периодичной темпера-
турой, поэтому в этом случае испарение будет происходить более
равномерно. При испарении или кипении сжиженных углеводо-
родных газов в специальных теплообменниках путем подачи
"горячего" теплоносителя количество испаряемого газа возраста-
ет. Такой метод регазификации называется искусственным. В ка-
честве теплоносителя широко используют водяной пар или горя-
чую воду, а также продукты сгорания газа. Может быть использо-
ван также электрический метод подогрева. К регазификационным
установкам сжиженного углеводородного газа с естественным ис-
парением относят: баллонные установки сжиженного газа, резер-
вуарные установки с естественным испарением, регазификацион-
ные и резервуарные установки с искусственным испарением,
установки для получения газовоздушных смесей, регазификаци-
онные установки большой производительности.
Естественная регазификация
Производительность установок с естественным испарением
зависит от состава сжиженных углеводородных газов, температу-
ры окружающей среды, параметров теплообмена, степени запол-
нения резервуаров газом, числа и характера взаимного располо-
жения резервуаров, а также от режима отбора газа из резервуаров.
При расчете газобаллонных установок необходимо учитывать
также повышенную влажность воздуха, так как в зависимости от
запотевания резервуара изменяются параметры теплообмена. Это
приводит к увеличению интенсивности испарения жидкой фазы,
так как теплопередача жидкости значительно выше теплопереда-
чи воздуха. Такое же явление наблюдается при омывании резер-
вуаров или баллонов дождем. Зимой при обмерзании резервуара
282
теплопередача ухудшается, так как слой инея является своего
рода изоляцией, Хин = 0,105 Вт/(м • К). При обледенении резерву-
ара тепловой приток увеличивается, Хл = 2,5 Вт/(м • К). Режимы
работы подземных резервуаров имеют свою специфику, обуслов-
ленную процессами теплообмена между грунтом и резервуаром
с учетом влияния температуры поверхности грунта. Тепловые по-
токи для резервуаров, находящихся на определенной глубине, из-
меняются в зависимости от времени года. При работе резервуаров
на бытовое газоснабжение газ ночью практически не отбирается,
и теплота грунта идет на нагревание жидкой фазы в резервуаре.
Поэтому ночью наблюдается наиболее высокая температура жид-
кости в резервуаре. Днем и вечером расход газа превышает сред-
нечасовой. Процесс испарения газа происходит большей частью
за счет теплоты, которая аккумулируется системой. Разность
в подводе теплоты к резервуару в период максимального и мини-
мального отборов паров должна соответствовать количеству
аккумулируемой теплоты. Таким образом, необходимое для испа-
рения дополнительное количество газа компенсируется снижени-
ем внутренней энергии, накопленной в ночные часы.
Состав жидкой фазы влияет на давление насыщенных паров
смеси в резервуаре или, в конечном счете, на допустимое сниже-
ние давления при отборе первой фазы. При большом снижении
давления наблюдается сильное испарение жидкости, так как при
понижении температуры жидкости увеличивается перепад темпе-
ратур, а следовательно, и тепловой поток. Минимальное абсолют-
ное давление в резервуаре с учетом нормальной работы регулято-
ров, установленных на резервуарах, не может быть ниже 0,14-
0,15 МПа. При определении расчетной производительности под-
земного резервуара необходимо брать наихудшие температурные
условия в грунте. Допустимое снижение уровня сжиженного уг-
леводородного газа в резервуаре определяется минимальным теп-
ловым потоком из грунта, остаточным составом жидкой фазы
и экономическими соображениями (например, закономерностями
завоза сжиженных углеводородных газов). В среднем считается,
что допустимая степень заполнения не меньше 30 %. Длитель-
ность непрерывной работы резервуаров зависит от вида потреби-
теля газа.
283
Во время перерывов в отборе паров жидкой фазы резервуар
и окружающий грунт нагреваются. Следует отметить, что при хра-
нении смеси сжиженных углеводородных газов по мере отбора па-
ров газа увеличивается содержание более тяжелых углеводоро-
дов. Упругость паров, остающихся в резервуаре, по мере отбора
снижается: чем больше содержание более тяжелых углеводородов,
тем ниже упругость насыщенных паров газа в резервуаре.
В некоторых случаях может быть использован способ есте-
ственного испарения газа в подводящих трубопроводах и регуля-
торах. Сжиженный углеводородный газ в жидком состоянии по-
ступает в газоиспользующую систему под принудительным дав-
лением, равным давлению в резервуаре, через регулятор давле-
ния. В регуляторе давление газа снижается, часть его испаряется.
Другая часть газа испаряется после регулятора на участке трубо-
провода. Температура газа снижается и зависит от степени испа-
рения. Испарение прекращается при установлении равновесия
между давлением паров и давлением жидкости за регулятором,
что может происходить при малых расходах газа. Состав паров ис-
паряющихся газов тот же, что и в резервуаре.
Искусственная регазификация
Зависимость естественной регазификации от окружающей
среды и от потребления газа, а также недостаточная производи-
тельность установок вынуждают использовать способы искусст-
венной регазификации сжиженных углеводородных газов. Пре-
имущества установок с искусственной регазификацией состоят
в большей производительности, не зависящей от внешних усло-
вий, в постоянстве состава испаряемого газа и в соответствии его
с составом жидкой фазы, хранящейся в резервуаре, а также в неза-
висимости от степени заполнения хранилища и в возможности
использования смесей газа с большим содержанием более легких
углеводородов. Однако для установок искусственной регазифика-
ции, для которых необходима непрерывная подача от внешнего ис-
точника, отмечается сложность их обслуживания и необходимость
установки систем автоматики. Кроме того, в этих установках наблю-
дается конденсация паров СУГ в газораспределительных сетях. Об-
щим для установок искусственной регазификации является генера-
284
ция пара в движущемся потоке. Конструктивно испарительные теп-
лообменники бывают рекуперативного типа со змеевиковым нагре-
вателем, вертикальные, кожухотрубные, трубчатые с вертикальным
или горизонтальным кожухом, пленочные и форсуночные.
В некоторых случаях целесообразно использовать в качестве
топлива непосредственно жидкую фазу, транспортируя ее до горе-
лочных устройств по трубопроводам. В этом случае нет необходи-
мости регазификации сжиженных углеводородных газов. В зави-
симости от конструкции горелок практически возможен любой
расход газа независимо от теплоподвода с учетом любой неравно-
мерности потребления, а также более равномерный расход всех
компонентов газа из резервуара. Разработаны специальные конст-
рукции горелок типа инжекционных, форсунок и др. Однако этот
метод имеет ограниченное применение из-за возможного перегре-
ва жидкости во время остановки или прекращения работы обору-
дования, вскипания газа в трубопроводе, перехода однофазного
потока в двухфазный и т. д.
13.2. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ИСПАРИТЕЛЕЙ
СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
Конструктивно испарители сжиженных углеводородных
газов делят на испарители прямого и непрямого подогрева. В пер-
вом случае жидкая фаза получает теплоту через стенки непосред-
ственно от горячего теплоносителя. К этому типу относят змееви-
ковые, трубчатые, пленочные, форсуночные, электрические и ог-
невые испарители. В испарителях непрямого подогрева использу-
ется теплота от промежуточного теплоносителя между подогре-
вателями и стенкой испарителя. В качестве теплоносителя в ос-
новном применяется горячая вода или водяной пар.
Змеевиковый испаритель (рис. 13.1) представляет собой
вертикальный цилиндрический резервуар диаметром 309 мм
и высотой 780 мм, внутри которого находится змеевиковый теп-
лообменник из труб размером 28 х 3 мм, что обеспечивает произво-
дительность 100 кг/ч. Сжиженный углеводородный газ поступает
в патрубок нижнего днища 12 и попадает в испарительное отделение.
285
| Газ
Рис. 13.1. Испаритель сжиженного углеводородного газа с погружен-
ным змеевиковым теплообменником:
1 — вертикальный цилиндрический кожух; 2—змеевиковый теплообмен-
ник; 3 — трубка, направляющая вертикальный ход поплавка; 4 — уравни-
тельная парофазная трубка поплавка; 5~ патрубок предохранительного
пружинного клапана; 6 — патрубок выхода насыщенных паров пропан-
бутана; 7 — седло предохранительного клапана; 8 — золотник предохра-
нительного клапана; 9 — поплавковый регулятор предельного уровня
сжиженного углеводородного газа: 10 — патрубок входа теплоносителя;
11 — патрубок выхода теплоносителя; 12 — патрубок входа сжиженного
углеводородного газа
286
По змеевику 2 подают горячую воду с температурой 353 К.
Внутри испарителя, выше змеевика, находится поплавок 9 с кла-
паном 8, который при подъеме вверх плотно закрывает выходное
отверстие парофазного патрубка 6. При изменении расхода газа
жидкая фаза меняет уровень: при малом расходе наблюдается
меньшая высота жидкой фазы и меньшее испарение газа, но боль-
ший его перегрев и большее давление. При отборе газа давление
в испарителе меньше, чем давление в резервуаре. При большом
расходе газа уровень жидкости повышается, заливает весь змее-
вик. После выяснения причин увеличенного расхода обслужива-
ющий персонал включает испаритель в работу.
Трубчатый испаритель состоит из труб, собранных при помо-
щи трубных решеток в кожухе. Вертикальный кожухообразный
испаритель сжиженного углеводородного газа с плавающей го-
ловкой изображен на рис. 13.2. Сжиженный углеводородный газ
поступает в межтрубное пространство испарителя через штуцер
17 и поплавковый регулятор предельного уровня за счет избыточ-
ного давления в резервуаре. Теплоноситель (водяной пар) посту-
пает сверху по патрубку 13 в пучок труб 6, проходит через трубки
и уходит снизу через выходной патрубок 18 и конденсационный
горшок.
Теплообменник работает по принципу противотока. Образу-
ющиеся насыщенные пары проходят через верхнюю часть меж-
трубного пространства испарителя, перегреваются и через выход-
ной штуцер поступают на регулятор давления и далее к потреби-
телю Для наблюдения за количеством жидкой фазы в испарителе
имеется уровнемерное стекло. При изменении отбора газа изме-
няется уровень жидкой фазы.
В качесгве теплоносителя используют водяной пар, который
поступает в верхнюю камеру.
Для предотвращения перелива жидкой фазы и попадания ее
в регулятор давления и далее в трубопровод установлен регулятор
предельного уровня на высоте 1/3 высоты теплообменных трубок 6.
В этом случае при интенсивном кипении жидкой фазы брыз-
ги попадают на трубки теплообменника и испаряются. Для про-
пан-бутана внутритрубное пространство и крышку перегревателя
рассчитывают на рабочее давление 1,6 МПа. Разработан ряд труб-
287
| Теплоноситель
Рис. 13.2. Вертикальный кожухотрубный испаритель сжиженного
углеводородного газа с плавающей головкой:
1 - - днище; 2 — уплотнительные прокладки фланцевых соединений; 3 —
нижняя неподвижная трубная решетка; 4—фланцевое соединение днища
с кожухом; 5 — кожух; 6 — трубный теплообменный пучок; 7—фланцевое
соединение крышки с кожухом; 8 - фланцевое соединение камеры плава-
ющей головки; 9 — разрезное прижимное кольцо; 10 — плавающая голов-
ка трубного пучка; 11—сальниковое уплотнение патрубка теплоносителя
в крышке испарителя; 12 — крышка; 13 — патрубок для подачи теплоно-
сителя во внутритрубное пространство теплообменного пучка; 14—верх-
няя подвижная трубная решетка; 15 - патрубок для предохранительного
выпускного клапана; 16 — патрубок для присоединения контрольного
уровнемерного вентиля; 17- патрубок для присоединения поплавкового
регулятора предельного уровня сжиженного углеводородного газа; 18 —
возврат СУГ в резервуар; 19 — патрубок отвода теплоносителя; 20 — дре-
нажный патрубок
288
чатых испарителей горизонтального и вертикального типов с пуч-
ками труб U-образной формы.
Проходя через теплообменник, пар конденсируется, и из ниж-
ней камеры отводят конденсат. По отношению к теплоносителю
необходимо иметь в виду, что при использовании в испарителе
воды с температурой 80 °C удельный тепловой поток значительно
превышает удельный тепловой поток с паровым подогревом за
счет того, что коэффициент теплопередачи испарителей с водя-
ным теплоносителем 460-580 Вт/(м2 • ч • К), а с паровым теплоно-
сителем 230-290 Вт/(м2 • ч • К).
Однако расход воды значительно превышает расход пара,
и для ее подачи необходим насос, что приводит к целесообразно-
сти использования водяного пара. При наличии недорогих источ-
ников теплой воды, во многих случаях являющейся отходом тех-
нологических производств, целесообразно использовать водяной
подогрев.
Пленочный испаритель (рис. 13.3) весьма компактен. Он со-
стоит из корпуса 4 и рубашки 6, в пространство между которыми
подают водяной пар. Сжиженный углеводородный газ поступает
по вертикальной трубке 10 к оросителю 3, откуда попадает на теп-
лоотстойники.
Образовавшиеся пары поступают через специальные отвер-
стия в выходной патрубок 13. Теплоноситель подают в верхний
штуцер рубашки 11 и отводят через нижний штуцер 7. К днищу
испарителя приваривают трубу для отвода неиспарившихся
остатков 8. Испаритель быстро выходит на рабочий режим, безо-
пасен в работе.
Форсуночный испаритель состоит из двух обечаек — внутрен-
ней и внешней. Между ними по кольцевому пространству цирку-
лирует теплоноситель — горячая вода или водяной пар. Жидкую
фазу впрыскивают во внутреннюю трубу через форсунку. При ин-
тенсивном перемешивании капель жидкой фазы с нагретыми па-
рами и испарении на горячей стенке происходит регазификация
сжиженного углеводородного газа. Коэффициент теплоотдачи
в этом случае достигает 750 Вт/(м2 • ч • К). Перегрев полученных
паров осуществляют в спиральном перегревателе на выходе испа-
рителя змеевикового типа. Уровень жидкой фазы контролируют
289
Рис. 13.3. Испаритель пленочного типа:
1 — штуцер для установки термометра; 2 — штуцер для установки мано-
метра; 3 — ороситель; 4 — корпус; 5 — каплеотбойник; 6 — рубашка; 7 —
отводной штуцер; 8 — труба для слива неиспарившихся остатков; 9—шту-
цер для установки уровня; 10 — вертикальная труба; 11 — штуцер для
подачи теплоносителя; 12 - сепаратор; 13 — патрубок
290
поплавковым регулятором, с помощью которого при предельном
уровне прекращают подачу жидкой фазы в испаритель.
Электрический регазификатор (рис. 13.4) сжиженного угле-
водородного газа состоит из резервуара 1, изготовляемого по ти-
повому проекту, взрывозащищенной коробки 6 с электронагрева-
теля 2, приборов автоматики регулирования и контроля 4, элект-
рического манометра 5 и электрошкафа 3. Электронагреватель 2
опускают в резервуар 1.
Испарение сжиженного углеводородного газа происходит
за счет теплоты электронагревателя, который включается или
выключается в зависимости от расхода паровой фазы газа. При
давлении, равном верхнему заданному пределу, или при весьма
малом расходе электронагреватель отключен, при понижении дав-
ления вследствие увеличения расходов газа он включается в рабо-
ту с помощью электроконтактного манометра. Таким образом, пу-
тем поддержания давления в определенных заданных пределах,
значения которых устанавливают в зависимости от режима рабо-
ты газораспределительной сети, достигают заданную производи-
тельность установки.
В огневом испарителе в качестве теплоносителя используют
высокотемпературные дымовые газы или раскаленные твердые
Рис. 13.4. Электрический регазификатор
291
тела. Для того чтобы языки пламени не касались непосредственно
стенок теплообменника (основное требование для огневых испа-
рителей) ставят специальные искрогасители и отбойные экраны.
Все испарители должны отвечать "Правилам устройств и устано-
вок и освидетельствования сосудов, работающих под давлением".
На корпусе испарителя необходимо указывать:
—	завод-изготовитель, заводской номер и дату выпуска;
—	тип и назначение испарителя;
—	предельно допустимую производительность, рабочее
давление;
—	наружную и внутреннюю поверхность испарения;
—	регистрационный номер инспекции котлонадзора РФ.
Испарительные установки следует оборудовать регулирую-
щей, предохранительной и контрольно-измерительной аппарату-
рой, исключающей замерзание используемой в качестве теплоно-
сителя жидкости, выход жидкой фазы из испарительной установ-
ки в газопровод паровой фазы, повышение давления газа и жид-
кой фазы выше принятого для расходных резервуаров. Испари-
тельные установки размещают на открытых площадках или в по-
мещениях, при этом уровень поля не должен быть ниже планиро-
вочной отметки земли. Если испарители размещают вне помеще-
ний, то предусматривают тепловую изоляцию корпуса. При груп-
повом размещении испарителей расстояния между ними прини-
мают не менее 1 м.
13.3.	РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ
С ЕСТЕСТВЕННЫМ И ИСКУССТВЕННЫМ ИСПАРЕНИЕМ
Регазификационная резервуарная установка с естественным
испарением состоит из одной или нескольких емкостей, соединен-
ных между собой уравнительными парофазными и жидкостными
трубопроводами. Резервуары оборудуют арматурой для заполне-
ния их сжиженным углеводородным газом, замера уровня жидкой
фазы, предохранительными клапанами, газопроводами высокого
давления и регуляторами низкого давления газа. Резервуары
можно устанавливать на земле или под землей. Они могут быть
292
стационарными, когда сжиженный углеводородный газ доставля-
ется автомашинами, и передвижными, когда налив груза осуще-
ствляется на газораздаточных станциях. Резервуары являются
как емкостями для хранения сжиженных углеводородных газов,
так и теплообменными установками для естественного испарения.
В начале отбора паров СУГ имеет температуру, близкую к темпе-
ратуре окружающей среды, и соответствующее этой температуре
давление насыщенных паров. Теплообмен между резервуаром
и окружающей средой отсутствует. Снижение давления происхо-
дит до минимального, определяемого режимом работы газорасп-
ределительной сети с учетом падения давления на регуляторах,
установленных на резервуарах. При установлении этого давления
испарение сжиженных углеводородных газов за счет уменьшения
энтальпии прекращается и наступает стационарный режим тепло-
вого притока из окружающей среды, обусловленный разностью
температур резервуара и окружающей среды. При уменьшении
отбора газа наблюдается как уменьшение теплового притока от
среды, так и увеличение энтальпии сжиженных углеводородных
газов. Производительность наземных резервуарных установок
является переменной величиной. Наземные резервуары устанав-
ливают на фундаменты. Объем их достигает 1600 л. Они наиболее
пригодны для использования в теплых районах страны. Их при-
меняют также при работе установок, функционирующих в летний
период. Подземные резервуары имеют цилиндрическую форму.
Резервуары устанавливают в котловане на фундаментах на 600 мм
ниже верхней образующей поверхности земли. Наружная поверх-
ность резервуаров покрыта слоем битумной изоляции. Для защи-
ты от статического электричества их заземляют. Применяют пре-
имущественно подземные групповые резервуарные установки,
которые включают в себя несколько резервуаров, соединенных
между собой трубопроводами жидкой и паровой фаз. В типовых
проектах обычно рассматривают групповые установки, состоящие
из 2-4 резервуаров объемом 2,5-50 м3. Максимальный объем од-
ного резервуара не более 5,10, 25 и 50 м3 при подземном располо-
жении резервуаров с общим объемом хранения соответственно до
20, 50, 100 и 300 м3. Для увеличения испарительной способности
групповой установки в некоторых случаях устанавливают резер-
293
вуары с большой поверхностью теплообмена (например, трубча-
тый резервуар). Резервуары групповой установки соединяют
с учетом выключения на профилактический ремонт части резер-
вуаров.
На рис. 13.5 изображена схема подземной четырехрезервуар-
ной установки.
Заполнение резервуаров У сжиженным углеводородным
газом производят по общему надземному трубопроводу-коллек-
тору 3. Парофазный коллектор 5 также выполняют надземным.
Каждый резервуар оборудуют уровнемерными и грязеотводной
дренажной трубками и предохранительными клапанами, установ-
ленными в арматурном блоке 2. Регуляторы давления, предохра-
нительные клапаны и прочее оборудование размещают на некото-
ром расстоянии от резервуаров в специальном защитном кожу-
хе 4. Пары СУГ подают потребителям по газопроводу 6.
Следует отметить, что при групповой установке подземных
резервуаров существенно сказывается тепловая интерференция
тепловых полей резервуаров. Так, при установке 10 резервуаров
в две линии с расстоянием между линиями 2,1 м производитель-
ность групповой установки в 7 раз больше производительности
Рис. 13.5. Подземная четырехрезервуарная установка с надземным
жидкостным трубопроводом
294
одиночных резервуаров. С другой стороны, расположение резер-
вуаров должно быть компактным, поэтому в некоторых случаях
устанавливают тепловую экранизацию резервуаров.
Простейшая баллонная установка состоит из баллона, под-
держивающего постоянное давление выходящих паров, и подво-
дящего трубопровода. Процесс испарения в баллонных установ-
ках аналогичен рассмотренному.
Баллонные установки исполняют в виде: индивидуальных
с одним баллоном, вместимостью 50 и 27 л с монтажом внутри
здания; индивидуальных с двумя баллонами, устанавливаемыми
вне здания в специальном металлическом шкафу; групповых на 4,
6, 8, 10 и более баллонов, размещенных в шкафах, под кожухами
в специальных отапливаемых помещениях для снабжения газом
жилых домов и промышленных объектов. В состав групповой бал-
лонной установки входят баллоны для сжиженных углеводород-
ных газов, коллектор высокого давления, регулятор давления газа
(редуктор) или автоматический регулятор-переключатель, общее
отключающее устройство, показывающий манометр, предохрани-
тельный сбросной клапан и соединительные трубопроводы. Груп-
повые баллонные установки рекомендуется устанавливать непо-
средственно у глухих несгораемых стен зданий, в шкафах или с за-
щитными кожухами. Для газоснабжения жилого дома допускает-
ся размещать не более трех групповых установок на расстоянии
не менее 15 м одна от другой. Шкафы и баллоны устанавливают
на фундаменты, вокруг которых выполняют отмостку шириной
не менее 0,5 м. При обеспечении стабильного испарения допуска-
ется размещать установки в специальном строении или в при-
стройке к наружной стене, которые должны быть отапливаемыми,
вентилируемыми и иметь электрическое освещение.
Установки с естественным испарением имеют переменную
производительность из-за ряда условий, переменную теплоту сго-
рания получаемой паровой фазы, большие металлоемкость и габа-
риты. Существенным является влияние заполнения резервуаров
на производительность установки. Для больших промышленных
объектов и крупных населенных пунктов используют регазифика-
ционные резервуарные установки с искусственной регазификаци-
ей. Их производительность, которую можно регулировать согла-
295
сно объему газопотребления, не зависит от количества жидкой
фазы в резервуарах. Процесс регазификации осуществляют в спе-
циальном теплообменном аппарате (испарителе), куда жидкую
фазу подают непрерывно. Регазификационную установку с искус-
ственным испарением оборудуют чаще всего подземными резер-
вуарами. Все резервуары соединяют в единое целое с помощью
подземного уравнительного жидкостного трубопровода.
Питание испарителя осуществляют от одной арматурной го-
ловки, в которой монтируют всю арматуру по наполнению резер-
вуаров сжиженным углеводородным газом и подаче его из резер-
вуаров в испаритель. Все подземные резервуары, входящие в об-
щую емкость, оборудуют предохранительными клапанами, дре-
нажной и уровнемерными трубками.
При заполнении резервуара из цистерны патрубок паровой
фазы резервуара соединяют с патрубками паровой фазы цистерны.
13.4.	ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГАЗОВОЗДУШНЫХ СМЕСЕЙ
ДЛЯ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
Использование газовоздушных смесей для газоснабжения
обусловлено рядом обстоятельств. В практике, особенно при на-
личии аварийных ситуаций в системе газоснабжения природным
газом, возникает необходимость замены того или иного вида газа
без конструктивных изменений газового оборудования. Из-за
более высоких по сравнению с природным газом теплоты сгора-
ния и плотности сжиженных углеводородных газов требуется
их смешение с воздухом, поэтому СУГ используются в качестве
топлива в виде газовоздушных смесей. В паровой фазе пропан-
бутановых смесей, подаваемых по распределительным газопрово-
дам в городскую газовую сеть, допускается лишь небольшая до-
бавка бутана и только в теплые месяцы. В то же время выработка
жидкого технического бутана на нефтеперерабатывающих и газо-
бензиновых заводах достаточно велика, что приводит к необходи-
мости решения вопроса более широкого использования бутана
в качестве топлива. Использование смесей жидкого технического
бутана для газоснабжения возможно с помощью установок про-
296
пан-бутано-воздушного газа, в которых осуществляется процесс
смешения перегретых паров пропана и бутана или чистого бутана
с воздухом. При этом должны быть обеспечены постоянный со-
став и теплота сгорания газовоздушной смеси. В этом случае газо-
воздушную смесь можно использовать и для установок природно-
го газа. Таким образом, хранилища сжиженных углеводородных
газов могут быть применены для компенсации пиковых ситуаций
в системе газоснабжения.
Следует отметить, что газовоздушные смеси могут быть взаи-
мозаменяемы с природными газами и иметь более низкую темпе-
ратуру конденсации, чем сжиженные углеводородные газы, что
позволяет транспортировать их в газообразном состоянии, ис-
пользовать в качестве резервного топлива в типовых и аварийных
ситуациях, а также использовать бутан в течение всего года, орга-
низовывать газоснабжение населенных пунктов с перспективой
перевода их затем на природный газ, расширять возможности цен-
трализованного газоснабжения сжиженными углеводородными
газами.
Расчеты состава газовоздушной смеси основаны на соответ-
ствии заменяемых газов по плотности, теплоте сгорания, скорости
распространения пламени и других характеристик сжигаемости
газа. Из опыта расчетов газожидкостных смесей следует, что для
их приготовления более всего подходят предельные углеводород-
ные газы газобензиновых заводов. Непредельные углеводороды
имеют скорость распространения пламени, превышающую на 25-
30 % и более эту величину для природного газа, и поэтому нецеле-
сообразно применять их в чистом виде для взаимозаменяемости.
Сжиженные углеводородные газы нефтеперерабатывающих заво-
дов не должны содержать этилен и их следует использовать в сме-
си со сжиженными газами газобензиновых заводов. Исходя из
того, что газовоздушные смеси при определенной концентрации
газа взрывоопасны, необходимо, чтобы содержание газа в газовоз-
душной смеси было эквивалентно не менее чем двум верхним пре-
делам взрываемости при автоматическом поддержании соотноше-
ния газ-воздух.
Для замены природных газов целесообразны смеси бутан-
воздух, содержащие 47 % бутана и 53 % воздуха, смеси пропан-
297
воздух, содержащие 58 % пропана и 42 % воздуха. Их можно
транспортировать при низком давлении (до 5000 Па) в газообраз-
ном состоянии для смеси бутан-воздух при температуре до 256 К
и для смеси пропан-воздух — при температуре до 236 К. Эквивален-
тная теплота сгорания находится в пределах 54000-59000 Дж/м3.
При расчете процесса смешения взаимозаменяемых горючих
газов энергетического назначения используют показатель W, рас-
считываемый по формуле Воббе
где (2Н — низшая теплота сгорания газа;
Аг—относительная плотность газа по воздуху.
В зависимости от того, используется низшая или высшая теп-
лота сгорания, различают низшее или высшее число Воббе. Ста-
бильная и экономичная работа газовых приборов обусловливает-
ся постоянством значения числа Воббе. При взаимозаменяемости
газов необходимо добиваться равенства числа Воббе для обоих
газов путем изменения соотношения горючих газов, поступающих
в газовые сети. При отсутствии возможности обеспечения посто-
янства числа Воббе изменять соотношение газов можно добавляя
в газовую смесь балластные газы, в качестве которых используют
воздух или инертные газы. При добавке воздуха повышенного
давления в газовую смесь не только стабилизируется ее качество,
но при дефиците газа поддерживается давление в газовой сети.
Следует отметить, что смешение паровой фазы сжиженных
углеводородных газов с воздухом должно быть предусмотрено
в соотношениях, обеспечивающих превышение верхнего предела
воспламеняемой смеси не менее чем в 2 раза. При этом должны
быть предусмотрены автоматические устройства для отключения
смесительной установки в случае приближения состава смеси
к пределам опасной концентрации или в случае внезапного пре-
кращения поступления одного из компонентов. Для получения
газовоздушных смесей используют струйные аппараты: для низ-
кого давления (до 0,005 МПа) — газоструйные инжекторы, для
среднего давления (от 0,005 до 0,3 МПа) — газоструйные компрес-
соры. Для нагнетания воздуха применяют вентиляторы низкого,
298
среднего и высокого давления, а также поршневые и ротационные
компрессоры. Для перекачки сжиженного углеводородного газа
используют насосы и компрессоры, во многих случаях имеется
возможность ограничиться давлением перегретого пара.
При смешении воздуха с парами сжиженного углеводородно-
го газа используют регуляторы соотношения газ-воздух с провер-
кой теплоты сгорания полученной смеси. Основным элементом
системы контроля служит расходомер, устанавливаемый на выхо-
де станции смешения. Изменения расхода газа преобразуются
в командные импульсы, которые передаются пропорциональным
исполнительным механизмом, управляющим положением клапа-
нов регулятора соотношений потока. Более точную подстройку
состава по парам сжиженных углеводородных газов ведут по дан-
ным контролирующего калориметра для поддержания постоян-
ной теплоты сгорания получаемой газовоздушной смеси.
Газоструйные аппараты работают эффективно только при
расчетном режиме. На практике для получения более широкого
диапазона необходимого регулирования производительности
инжекторной установки используют несколько инжекторов раз-
личной производительности, включенных параллельно общему
коллектору паров сжиженных углеводородных газов. Инжекторы
состоят из сопла, приемной камеры, камеры смешения и диффу-
зора. Пары СУГ под собственным давлением поступают в сопло
и выходят в приемную камеру, в которую поступает и воздух.
Потенциальная энергия сжатых паров при выходе из сопла пре-
вращается в кинематическую энергию расширяющейся газообраз-
ной струи, которая с большой скоростью устремляется из прием-
ной в смесительную камеру, имеющую форму короткого цилинд-
ра. Струя паров сжиженных углеводородных газов при своем дви-
жении захватывает из приемной камеры находящийся там воздух,
и в смесительной камере образуется газовоздушная смесь. Коли-
чество воздуха, поступающего в смесительную камеру, зависит от
площади камеры выходного — критического сечения сопла и дав-
ления паров сжиженных углеводородных газов. Поддержанием
необходимого давления паров сжиженных углеводородных газов
для данного инжектора при постоянном давлении воздуха можно
обеспечивать постоянство состава газовоздушной смеси. После
299
камеры смешения газовоздушную смесь направляют в диффузор,
где происходит расширение газовой струи и повышение давления
образовавшейся газовоздушной смеси. Для достижения возмож-
ности регулирования инжекторов в относительно узких диапазо-
нах используют игольчатые клапаны, находящиеся в соплах ин-
жекторов. Принцип их работы состоит в частичном перекрытии
критического сечения сопла. Игольчатый клапан приводится
в действие мембранным сравнивающим устройством. При полно-
стью открытом сопле инжектор работает с максимальной произ-
водительностью, при уменьшении расхода подается соответству-
ющий сигнал командного газа, что приводит к частичному пере-
крытию сопла игольчатым клапаном. Параллельно работающие
инжекторы сблокированы с помощью мембранных запорных кла-
панов, трубок Вентури, дроссельных диафрагм и регуляторов дав-
ления. Блокирование позволяет осуществить их последователь-
ное автоматическое включение в работу и выключение из работы
в зависимости от колебаний потребления газовоздушной смеси.
Максимальный эффект от использования газовоздушных
смесей можно получить при условии использования их в местах,
где нет достаточного количества природного газа, применяемого
в основном для питания сетей низкого давления, а также при ис-
пользовании в резервных и передвижных установках.
300
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	Бережковский М. И. Хранение и транспортирование химических
продуктов,— Л.: Химия, 1982.
2.	Газовое оборудование, приборы и арматура. Справочное пособие под
ред. Н. И. Рябцева,— 3-е изд,— М.: Недра, 1985.
3.	Ионин А. А. Газоснабжение: Учеб, для вузов.— 4-е изд., перераб.
и доп.— М.: Стройиздат, 1989.— 439 с.
4.	Мазуров В. А. Подземные газонефтехранилища в отложениях камен-
ной соли. — М.: Недра, 1982.
5.	Певзнер М. И., Эстеркин Р. И. Эксплуатация газового оборудова-
ния.— Л.: Недра, 1983.
6.	Природный газ как моторное топливо на транспорте / Ф. Г. Гайнул-
лин, А. И. Гриценко, Ю. Н. Васильев, Л. С. Золотаревский.— М.:
Недра, 1986.
7.	Регуляторы давления газа / В. М. Плотников, В. А Подрешетников,
А П. Дроздов, В. У. Гончаров,— Л.: Недра, 1982.
8.	Сапунов Н. Е. Устройство и эксплуатация складов сжиженных га-
зов,— М.: Недра, 1979.
9.	Строительство и эксплуатация подземных хранилищ / В. М. Глоба,
Е. И. Яковлев. В. В. Борисов, Л. А Видовский,— Киев: Будевильник,
1985.
10.	Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р. А. Алиев, В. Д. Бело-
усов, А. Г. Немудров и др,— М.: Недра, 1988.
11.	Шур Н. А. Газорегуляторные пункты и установки,— Л.: Недра, 1985.
12.	Яковлев Е. И., Султанов Н. Ф., Зверева Т. В. Сборник задач и упраж-
нений по курсу "Газовые сети и газохранилища".— М.: Изд-во
МИНГ им. И. М. Губкина, 1987.
13.	СНиП42-01-2002. Газораспределительные системы / Госстрой Рос-
сии.- М.: ГП ЦПП, 2003 - 35 с.
14.	Плитпман И. Б. Справочное пособие для работников автозаправоч-
ных станций и автомобильных газонаполнительных станций.—
2-е изд., перераб. и доп.— М.: Недра, 1990.—156 с.: ил.
15.	Горчинский Я. М. Оптимизация проектируемых и эксплуатируемых
газораспределительных систем.— 2-е изд., перераб. и доп.— Л.:
Недра, 1988.— 229 с.
16.	Manuel pour le transport et la distribution du gaz.— Paris: Soc. Usines
GAZ, (Assoc. Techn. Gaz France), vol. 1.1968,926 p.: vol. 2.1968,580 p.
(927-1507 pp.).
301
17.	Исаев Е. С. Анализ себестоимости в системе управления газовым хо-
зяйством,- Л.: Недра, 1988,— 96 с.
18.	Расчет оптимальных диаметров тупиковой газораспределительной
сети / А. И. Гольянов, Н. Ф. Султанов. Методические указания,—
Уфа: Изд-во УНИ, 1989,- 40 с.
19.	Кязимов К. Г., Гусев В. Е. Основы газового хозяйства: Учеб, для проф.
учебных заведений.— 3-е изд., перераб. и доп.— М.: Высшая школа,
2000,— 462 с.: ил.
20.	Аствацатуров А. Ц., Бусурин А. А. Устройство, обслуживание
и ремонт кустовых баз и газораспределительных станций сжижен-
ных углеводородных газов: Учеб, для рабочих.— М.: Недра,
1982.- 247 с.
21.	Инструкция по наливу, сливу и перевозке сжиженных углеводород-
ных газов в железнодорожных вагонах-цистернах.— М.: Недра,
1980.-32 с.
22.	Новоселов В. Ф., Гольянов А. И., Муфтахов Е. М. Типовые расчеты
для проектирования и эксплуатации газопроводов: Учеб, пособие
для вузов,— М.: Недра, 1982.— 136 с.
23.	Газовые сети / Е. М. Муфтахов, А. И. Гольянов, В. Н. Астафьев.
Методические указания.— Уфа: УГНТУ, 1998.— 48 с.
24.	Юрченко В. В. Городское газовое хозяйство: Справочное пособие,—
М.: Недра, 1991,— 207 с.: ил.
25.	Кряжев Б. Г, Дудин И. В., Мерлин А. Е. Справочник для работников
газовых служб в сельском хозяйстве.— М.: Недра, 1986.— 320 с.
26.	Раневский Б. С., Раневский С. М., Радчик И. И. Транспорт и хранение
углеводородных сжиженных газов,— М.: Недра, 1974.— 256 с.
27.	Яковлев Е. И. Газовые сети и газохранилища: Учеб, для вузов,—
2-е изд., перераб. и доп,— М.: Недра, 1991,— 400 с.
28.	ОНТП-5Г1-85. Общесоюзные нормы технологического проектиро-
вания. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы,— М.:
ВНИИЭгазпром, 1985,- 220 с.
29.	Нормы технологического проектирования. Магистральные трубо-
проводы. Часть 1. Газопроводы. Раздел 5. Газораспределительные
и газоизмерительные станции,— М.: РАО "ГАЗПРОМ", 1997,— 9 с.
30.	Рубинштейн С. В. Газонаполнительные станции сжиженных углево-
дородных газов,— Л.: Недра, 1989,— 232 с.
302
Учебник
Гольянов Андрей Иванович
ГАЗОВЫЕ СЕТИ И ГАЗОХРАНИЛИЩА
Зав. редакцией И. Н. Гольянова
Редактор Р. М. Манаева
Технический редактор Т. П. Плитка
Корректор Ф. И. Ларинбаева
Компьютерная верстка М. В. Чепурнова
Свид. № 0131 от 25 марта 2002 г.
Подписано в печать 17.01.2004. Формат 60 х 84 Vie-
Гарнитура «PetersburgC». Усл. печ. л. 17.67. Уч.-изд. л. 17.43.
Тираж 500. Заказ 187.
ООО «Издательство научно-технической литературы “Монография”»
450075, г. Уфа, пр. Октября, 129/3. Тел.: (3472) 35-77-59
Отпечатано на оборудовании ООО «ДизайнПолиграфСервис»
450005, г. Уфа, ул. Кирова, 65, оф. 102, тел.: (3472) 52-70-88